CC BY
11
3. ТЕХНОЛОГИЯ ТА УСТАТКУВАННЯ
НАТУ
ы КРАЖИ
»mutet*
Науковий bIch и к Н/1ТУ УкраТни Scientific Bulletin of UNFU
http://nv.nltu.edu.ua
https://doi.org/10.15421/40270424
Article received 19.05.2017 р. Article accepted 24.05.2017 р. УДК 621.643
ISSN 1994-7836 (print) ISSN 2519-2477 (online)
1 EE3 Correspondence author A. V. Hrytsanchuk kindix@i.ua
Л. Я. Побережний, А В. Грицанчук
1вано-Франтвський нащональний техшчний ушверситет нафти i газу, м. 1вано-Франшвськ, Украша
ВИНИКНЕННЯ ПОЗАШТАТНИХ СИТУАЦ1Й У ШЛЕЙФАХ ГАЗОВИХ СВЕРДЛОВИН
ВНАСЛ1ДОК Г1ДРАТОУТВОРЕННЯ
Розвиток нафтогазовоТ промисловостi призводить до нагальноТ потреби вирiшення проблеми охорони навколишнього середовища, оскiльки грунт, вода, пов^я, якi виступають безпосередшми факторами технологiчного процесу, зазнають несприятливоТ трансформаций i тiльки зниження або усунення негативних наслiдкiв гарантуе еколопчну та економiчну без-пеку. Проблемою перекачування продукцй е низка негативних чинниюв, одним з яких е перекриття перерiзу трубопроводу газогiдратними утвореннями, що призводить до фiнансових затрат та зменшення видобутку газу. Закупорення газовими пд-ратами промислових газопроводiв в осiнньо-зимовий перiод завжди супроводжуеться сприятливими термодинамiчними умовами середовища, високим тиском та низькою температурою транспортування. Проведено аналiз температурного розпо-дшу по регiону загалом та встановлено, що найтеплшою областю у схвдному регiонi е Луганська обл., а найхолодшшою -Сумська. Побудовано розподш температури грунту для Схiдного нафтогазового регюну УкраТни. Сумарне напруження у внутршнш стiнцi пошкодженого трубопроводу в кшька разiв перевищуе номiнально-розрахунковi, що дае змогу стверджу-вати про ютотний негативний вплив локальних корозшних уражень. У роботi науково обгрунтовано вибiр дiапазону рiвнiв навантажень для втомних випробовувань з урахуванням концентрацй напружень та показано, що внаслвдок гiдратноТ корозй довговiчнiсть матерiалу труб може ютотно зменшуватися.
Клю^ов^ слова: концентращя напружень; розподiл температури; внутршньотрубна корозiя, локалiзацiя корозiйних уражень.
Вступ. Одним з основних завдань нафтогазопромис-лово! галузi пiд час транспортування продукцп е забез-печення безперебiйностi ii подачi.
Одночасно з розвитком нафтогазово! промисловостi потрiбно виршувати проблеми охорони навколишнього середовища, оскшьки грунт, вода, повiтря, як виступають безпосереднiми факторами технолопчного процесу, зазнають несприятливо! трансформаций i т1льки зниження або усунення негативних наслвдюв гарантуе екологiчну та економiчну безпеку. Отже, тiльки шляхом еколопзацп виробничих процесiв можна забезпе-чити техногенно-екологiчну безпеку довюлля в межах зон впливу прничопромислових компонент1в.
Проблему гiдратоутворення дослiджували вiдомi вiтчизнянi та закордоннi вченi як у СРСР, так i в нови-нiй час. Основнi дослвдження стосуються термодина-мiчних умов гщратоутворення та !х теоретичного опи-су. Головно дослщження зосередженi на ощнювант можливостi гiдратоутворення пiд час транспортування вуглеводтв дном моря. Автори розглядають можли-вiсть утворення гiдратних корюв на рiзних глибинах за-лежно вщ режимiв перекачування транспортованого продукту та ошишзащю вибору iнгiбiторiв пдратоут-ворення. Особливо активно такi дослвдження проводять фахiвцi з Японп, Австралп та Китаю (Babu, Kumar &
Linga, 2014; Obanijesu, et al., 2014; Obanijesu, Pareek & Tade, 2014).
1нший напрямок дослiджень, пов'язаних iз пдрато-утворенням, лежить у сферi використання газогiдратiв як джерела отримання вуглеводнiв (Taladay & Gregory, 2015; Li, Bo, et al., 2014; Zhao, Jiafei, et al., 2013). На сьогодш промисловий видобуток газу iз пдратних ввд-кладiв не набув значного поширення через високу собь вартiсть, однак кнуе тенденцiя до швидкого зменшення собiвартостi видобутку, i можливо, нас чекае "газопд-ратна революцiя" на зразок "сланцево!".
Також розглянуто використання газопдрапв як своерiдного контейнера для збергання та транспортування природного газу (Veluswamy, et al., 2017; Kondo, et al., 2013). В Украш шд кер1вництвом академiка В. I. Бондаренка тривае реалiзацiя проекту з використання процесу гщратоутворення для вилучення метану iз шахтного газу, запоб^аючи таким чином вибухонебезпеч-ним явищам у мiсцях його скупчення (Ovchynnikov, Ha-nushevych & Say, 2014).
Значення природного газу для економжи Укра!ни важко переоцiнити. Частка газу в структурi споживання первинних енергоносiiв (45 %) приблизно вдвiчi перевищуе середньоевропейськi та середньосвiтовi показни-ки. Газова промисловiсть Укра!ни сьогоднi - провiдна галузь паливно-енергетичного комплексу, а газотран-
Цитування за ДСТУ: Побережний Л. Я., Грицанчук А. В. Виникнення позаштатних ситуацш у шлейфах газових свердловин
внасждок пдратоутворення. Науковий вiсник НЛТУ УкраТни. 2017. Вип. 27(4). С. 108-112. Citation APA: Poberezhny, L. Ya, & Hrytsanchuk, A. V. (2017). Origin of Emergency Situations in the Gas Well Flowline as Hydrate Formation Result. Scientific Bulletin of UNFU, 27(4), 108-112. https://doi.org/10.15421/40270424
спортна система - и стрижень, яка виршуе два найго-ловшш1 завдання: забезпечення природним газом про-мислових 1 побутових споживач1в та населення, наро-щення видобутку залишкових запасов (з основних за запасами родовищ видобуток перевищуе 85 %), ц родо-вища ще мають значт запаси 1 забезпечують основний видобуток газу в УкраМ та вщкриття нових родовищ (поклад1в) природного газу.
Проблемою перекачування продукцп е низка нега-тивних чинник1в, одним з яких е перекриття перер1зу трубопроводу газопдратними утвореннями, що призво-дить до фшансових затрат та зменшення видобутку газу (Obanijesu, Й а1., 2010; 2011)
Закупорення газовими пдратами промислових газопроводов в осшньо-зимовий перюд завжди супрово-джуеться сприятливими термодинам1чними умовами середовища, високим тиском та низькою температурою транспортування. Газов1 пдрати належать до нестехь ометричних клатратних сполук, в яких один компонент ("господар" - рщина) утворюе структуру, що мктить у сво!х порожнинах шший компонент ("псть" - газ) (Ма-кодоп, 1997). Здатшсть утворювати пдрати мають бага-то газгв, летю оргашчт рщини, а також !х подвшт 1 ба-гатокомпонентт сумш1.
Газов1 пдрати утворюються за високого тиску 1 низько! температури внаслщок ф1зичного поеднання молекул води 1 деяких малих молекул рвдких вуглевод-н1в, таких як метан, етан, пропан та мають льодопод1б-ну форму з кристал1чною реш1ткою, характерною для твердих речовин. Експериментальних роб1т 1з вивчення взаемодп газових пдрат1в 1з матер1алом труб практично не проводили.
Матерiали та методи дослвдження. Об'ектом досль джень обрано викидш лши газових свердловин.
Газотранспортна система викидних лшш Схщного нафтогазопромислового регюну становить 3,5 тис. км (РоЬеге7Ипуу & Hrytsanchuk, 2017). З отриманих даних випливае про найвищ1 ризики розвитку процеав пдра-тоутворення на родовищах Маш1всько-Шебелинського, швшчного борту та Глинсько-Солох1вського нафтога-зоносних райошв, що мктить приблизно 200 км викидних лшш газових свердловин.
Проведено анал1з температурного розподшу для регюну загалом та встановлено, що найтеплшою областю у схщному репот е Луганська обл., а найхолодшшою -Сумська. З урахуванням кшькосп родовищ по вс1х областях шдраховано усереднену температуру повггря в рощ (рис. 1) для нафтогазових регютв з найвищими ризиками утворення пдратних корк1в.
25 I—
□ Найтеплшшй регюн (Луганська обл.) ■ Найхолодшший регюн (Сумська обл.)
□ Усереднена температура по регюну Рис. 1. Розподiл температури повпря по Схiдному нафтогазовому регюну (за даними http://meteo.gov.ua/)
Результата дослвдження. Для прогнозування температури пов^я використаемо вiдому аналiтичну за-лежшсть визначення розпод1лу температури грунту з и глибиною (Nofziger, 2003).
Загальний вигляд формули температури залежно вщ глибини та дня року
-z
T(z,t) = Ts + A ■ ed ■ sin
2p(t -10) z d
365
(1)
де: t - день року, доба; z - глибина грунту, м; Ts - се-редньорiчна температура пов^я, oC; A0 - рiчна ампль туда коливань температури, oC; t0 - початковий час до виникнення мiнiмальноl температури в роцi, доба; d -глибина демпфiрування, м;
d =
2 ■ Dh
(2)
T(t) = Ts + A0 ■ sin
(4)
де: Бк - коефщент температуропровщносп грунту, м2^; w - визначаеться за формулою
2 р (3)
w =-. (3)
365
Змшт р1вняння (1) визначають вплив кшмату зада-ного регюну (Т, А0) 1 теплов1 властивосп типового грунтового покриву (Б).
За г = 0 (поверхня грунту), р1вняння розпод1лу тем-ператури (1) набуде вигляду
" 2 -к- (г - г0) к _ 365 2
Для конкретного Схщного нафтогазового регюну: середня температуропровщшсть грунту Бк = 0,256т2 / я (Chudnovs'kyy, 1962), середньор1чна температура на по-верхт грунту Т3 = 7 "С , р1чна ампштуда коливань температури А0 = 13,5 °С .
З поргвняльного аналзу даних фактичного та теоретичного розподшу температури навколишнього середо-вища випливае, що обраний вар1ант математичного опису е достатньо коректним, оскшьки обидв1 лши про-лягають з невеликим ввдхиленням одна вщ одно!. Отже, р1вняння для розподшу температури будемо використо-
вувати дая подалыпих рочрахункМв.
25
20 ^ 15
га"
I10
Рч ¡7
<u 5
С
S
g О -5 -10
jy Л \
/ /Р // \
/
/ /
/
-
^ J? Jr JF ^ JF JF JF
сГ -V
^ ^ <4. V о- ^
-^■Усереднена температура по регюну -о- Теоретичний розподш температзфи Рис. 2. Розподiл температури повггря по Схвдному нафтогазовому регюну
В основному промерзання грунт1в цього рег1ону зм1-нюеться в межах 0,7-1,5 м вщ поверхн1 грунту. За нор-мативними правилами глибина прокладання викидних л1н1й становить 0,8-1 м, в окремих випадках дають змо-гу 0,6 м, якщо над трубопроводом немае про!зду транспорту. Отже, основну увагу треба звернути на пони-ження температур на таких глибинах.
w
_Глибина, м
"О 5 10 15 20 25
-<-Слчень -*-Лютий -«-Березень -^Кмтень -«-Травень -^Червень -"-Липень ^-Серпень -^Вересень —Жовтень^Листопад -^Грудень Рис. 3. Рiчний розподiл температури залежно вiд глибини
Побудуемо рiчний розподiл температури грунту за формулою (1) для Схщного нафтогазового регюну Ук-раши (рис. 3). З цього рисунку випливае, що в зимовий (холодний) перiод (для регюну загалом становить близько 120 дiб) температура грунту по глибиш зростае поргвняно з температурою навколишнього середовища, що е неiстотним для глибин залягання викидних лiнiй газових свердловин, а в перiоди iз плюсовою температурою навколишнього середовища, температура грунту незначно знижуеться.
Отже, на глибинах, де пролягають викидш лш! газових свердловин в зимовий (холодний) перюд зростае iмовiрнiсть пдратоутворення, що, своею чергою, приз-водить до штенсифжаци внутрiшньотрубноí виразково!' корози, що спричиняе негативш наслвдки та збшьшення локальних напружень у трубi внаслвдок концентраци у мiсцях глибоких дефекпв.
На основi проведених розрахункгв вибрано дiапазон напружень для проведения втомних випробовувань. Для конструкцiй нафтогазово! промисловостi циклiчне навантаження здiйснюеться за напружень, що нижчi за границю текучостi матерiалу. У цьому раз!, наявшсть концентраци напружень призводить до сильного збшьшення локальних напружень циклу, рiвень яких i визна-чае втомну довговiчнiсть трубопроводу (Shukayev, et al., 2012).
Теоретична та експериментальш дослвдження пока-зують, що в зон рiзкоí змiни форми пружного тiла (концентратора), тобто за наявност мехашчних пошко-джень (каверни, трiщини, виточки, корозiйнi уражен-ня), виникають тдвищеш напруження. Наявшсть кон-центраторiв напруження ктотно впливае на процес втомного руйнування (Andryusyak, 2008).
Кшьисною характеристикою концентрацií напруження е теоретичний коефiцiент концентрацií напружень as (Peterson, 1977)
Smax
Si,
(5)
де: Опшх - найбiльшi м1сцев1 напруження; Опош - номь нальш напруження.
Для ощнювання впливу концентрацií на мщшсть матерiалу вводять ефективний коефiцieнт концентраци Ка, який дорiвнюe вщношенню руйшвного навантаження зразка без концентратора до руйшвного навантаження зразка з таким самим перерiзом з концентратором напружень
С-1
K„ = -
S-1k
(6)
де: s-1 - границя витривалостi зразюв без концентрацií напружень, а s-1k - границя витривалосп зразюв з кон-
центрацiею напружень, як! шдраховаш як номiнальнi напруження для гладкого зразка з таким самим попе-речним перер!зом.
На рис. 4, 5 зображено короз!йн ушкодження внут-ршгньоТ поверхш трубопроводу.
Рис. 4. Загальний вигляд внутршньо! стiнки труби
Рис. 5. Профшограма внутршньо! стiнки викидно! лшГ!
Для приблизного шдрахунку ефективного коефь щента концентраци Ks, скористаемося (GOST 25.50482, 1982), отримаемо
Ks = 1 + qs{aa-1), (7)
де qs - коефщент чутливосп до концентраци напружень, для Ст20 qs = 0,75 .
Для розрахунку теоретичного коефщента концентраци скористаемося залежностями вщ довжини (с) ши-рини (d), глибини (b) (Ovchynnikov, Hanushevych & Say, 2014), отримаш результати зводимо у табл. 1.
Для окремо1 каверни (лункопод!бно1 раковини) рекомендуемо застосувати формулу
b
1,12 - 0,9 ■
as = 1 + 3,75 — ■ s d
1-
b
(8)
h (1 -1,5 ■( b / с)) Для мехашчних пошкоджень типу вм'ятина i для
D - зовшшнш д!аметр
db умов 0,1 < —< 0,3 та 0 < —< 2 3 D 8
трубопроводу, м; 8 - середня товщина стшки, м
2 (
aa = 1 + 2 ■b + 0,475 ■ f- b ■ 5 - b - 0,75 ■ fb s h I d) D h I h
2
(9)
Спрощена залежшсть для розрахунку теоретичного коефщента концентраци
as = 1 + 2 ■ — . s b
(10)
де а, Ь - вщповщно шв осi елiптичного дефекту.
Обговорення отриманих результатiв. З даних табл. 1 випливае, що ефективний коефщент концентраци для рiзних вцщв каверн iстотно залежить вiд 1х форми. Отже, сумарне напруження у внутршнш стiнцi пошкодженого трубопроводу буде бшьшим у 1,2433,696 раза для дефекту з великими повздовжшми розмь рами i малою глибиною та дефекту з великою глиби-ною ураження вiдповiдно, що дае змогу стверджувати про ктотний негативний вплив локальних корозiйних уражень (табл. 2).
Отже, з отриманих результапв розрахунку коефь цieнтiв концентраци напружень випливае, що реальш напруження у трубi з дефектами в илька разiв переви-щують номшально-розрахунков^ що свiдчить про потребу збшьшення дiапазону рiвнiв навантажень для мехашчних та корозiйно-механiчних випробовувань.
с
Геометричш po3Mipn дефекту Теоретичний коефщент концентрацГ! Ефективний коефщент концентрацп
с, мм d, мм b, мм за формулою 8 за формулою 9 за формулою 10 за формулою 8 за формулою 9 за формулою 10
3,837 3,439 1,348 2,55 1,598 2,793 2,162 1,523 2,344
3,407 1,786 1,191 3,545 1,71 2,048 2,909 1,607 1,786
18,19 9,525 0,711 1,324 1,421 2,047 1,243 1,391 1,785
14,354 10,517 1,158 1,486 1,499 2,465 1,364 1,449 2,099
13,758 4,366 1,455 2,496 1,595 1,635 2,122 1,521 1,476
4,696 1,389 1,25 4,595 1,893 1,592 3,696 1,745 1,444
6,747 6,218 1,235 1,829 1,525 2,843 1,622 1,468 2,382
Табл. 2. Номшальш локальш напруження у стiнцi _трубопроводу_
Нафтогазовий репон Робочий тиск, максимальний середнш, МПа Номшальне напруження у стшщ трубопроводу макси-мальне се-редне, МПа Номшальне напруження з концентратором максимальне середне, МПа
Машвсько-Шебелинського 9,8 4,8 141,2 132,1 175,5-521,8 164,1-488,0
Глинсько-Со-лохiвського 12,8 8,1 147,9 137,8 183,8-546,5 171,3-509,3
Швшчного борту 7,0 5,4 135,7 133,0 168,7-501,7 165,3-491,6
За результатами втомних та корозшно-втомних вип-робовувань зразк1в трубно!' сталi 20, встановлено змен-шення довговiчностi пiд час випробовування на повiтрi до 25 %, у корозивному середовищi - до 15 % (табл. 3).
Табл. 3. Результати втомних та корозшно-втомних _випробовувань_
Вид випробовувань Рiзновид зразюв Юлькють цимв
Са - 240 МПа с а - 400 МПа
Втомш контрольний 190000 1904
шсля витримки в газовому пдрап 153000 1835
Корозшно-втомш контрольний 104000 1790
шсля витримки в газовому пдрап 92000 1730
Отже, отримаш результати тдтверджують негатив-ний вплив пдратоутворення на працездатнiсть матерь алу шлейфiв. У подальшому потрiбно розширити сортамент дослвджуваний сталей та вивчити вплив тривалого напрацювання на пдратну корозiю трубних сталей. Висновки:
1. Проанатзовано структуру Схiдного нафтогазоносного регюну та побудовано теоретичний i фактичний розпо-дiл температури навколишнього середовища та розпо-дiл температури Грунту 3i змiною глибини.
2. На основi режимiв роботи шлейфiв Сходного нафтогазоносного регiону вибрано дiапазон рiвнiв навантажень для втомних випробовувань з урахуванням концентрацп напружень.
3. Показано, що внаслiдок пдратно'! корозп довговiчнiсть матерiалу труб може зменшуватися до 20 %.
Перелiк використаних джерел
Andryusyak, A. V. (2008). Metody vyznachennya vplyvu poshkodzhen' na pratsezdatnist' naftoprovodu. Fizyko-tekhnichni problemy transportu ta zberihannya enerhonosiyiv, 13(5), 23-25. [in Ukrainian].
Chudnovs'kyy, A. F. (1962). Teplofizychni kharakterystyky dyspersnykh
materialiv. Moscow: Hos. yzd. fiz.-mat. l-ry, 320 p. [in Russian]. GOST 25.504-82. (1982). Raschety i ispytaniia naprochnost. Metody rascheta kharakteristik soprotivleniia ustalosti. Moskva: gosu-darstvennyi komitet SSSR po standartam. [in Russian].
Kondo, W., Ohtsuka, K., Ohmura, R., Takeya, S., & Yasuhiko, H. (2013). Mori, Clathrate-hydrate formation from a hydrocarbon gas
mixture: Compositional evolution of formed hydrate during an iso-baric semi-batch hydrate-forming operation. Applied Energy, 113, 864-871. https://doi.org/10.1016/Upenergy. 2013.08.033 Li, Bo, et al. (2014). Depressurization induced gas production from hydrate deposits with low gas saturation in a pilot-scale hydrate simulator. Applied Energy, 129(4), 274-286. https://doi.org/10.1016/Upenergy.2014.05.018 Makogon, Y. F. (1997). Hydrates of Hydrocarbons. Tulsa: Oklahoma.
Pennwell publishing company, 360 p. Nofziger, D. L. (2003). Soil Temperature Variations With Time and
Depth. Retrieved from: http://soilphysics.okstate.edu/software/SoilTemperature/document.pdf. Obanijesu, E. O., Akindeju, M. K., Pareek, V., & Tade, M. O. (2011). Modeling the Natural Gas Pipeline Internal Corrosion Rateas a Result of Hydrate Formation. Elsevier 21st European Symposiumon Computer-Aided Process Engineering, (Part B) (pp. 1160-1164). Obanijesu, E. O., Pareek, V., & Tade, M. O. (2014). Modeling the Contribution of Gas Hydrate to Corrosion Rate Along the Subsea Pipelines. Petroleum Science and Technology, 32(21), 2538-2548. https://doi.org/10.1080/10916466.2013.842586 Obanijesu, E. O., Gubner, R. A., Barifcani, V., Pareek, & Tade, M. O. (2014). The influence of corrosion inhibitors on hydrate formation temperature along the subsea natural gas pipelines. Journal of Petroleum Science and Engineering, 120, 239-252. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2014.05.025 Obanijesu, E. O., Pareek, V., Gubner, R., & Tade, M. O. (2010). Corrosion Education as a Tool for the Survival of Natural Gas Industry. NAFTA Journal, 61(12), 541-554. Ovchynnikov, M. P., Hanushevych, K. A., & Say, K. S. (2014). Utyli-zatsiya shakhtnoho metanu dehazatsiynykh sverdlovyn ta yoho transportuvannya u tverdomu stani. Heotekhnichna mekhanika, 3(4), 23-29. [in Ukrainian]. Peterson, R. E. (1977). Kontsentratsiya Napryazhenye. Moskva: Mir,
250 p. [in Russian]. Poberezhny, L.Ya., & Hrytsanchuk, A.V. (2017). The Assessment of Potential Hydrate Formation Risk in Well Flow Lines. Scientific Bulletin of UNFU, 27(1), 145-147. https://doi.org/10.15421/40270133
Babu, P., Kumar, R., & Linga, P. (2014). Unusual behavior of propane as a co-guest during hydrate formation in silica sand: Potential application to seawater desalination and carbon dioxide capture. Chemical Engineering Science, 117, 342-351. https://doi.org/10.1016/Ues.2014.06.044 Shukayev, S. M., Hladskyy, M. M., & Shubin, S. M. (2012). Vplyv kontsentratsiyi napruzhen na vtomnu mitsnist stali 20. Visnyk Natsi-onal'noho tekhnichnoho universytetu Ukrayiny "Kyyivs'kyy poli-tekhnichnyy instytut", 23(4), 96-100. [in Ukrainian]. Taladay, K. B., & Gregory, F. M. (2015). Concentrated gas hydrate deposits in the Kumano Forearc Basin, Nankai Trough, Japan. Center for Natural Gas and Oil, 412(5), 386-7614. Veluswamy, H. P., Kumar, A., Kumar, R., Linga, P. (2017). An innovative approach to enhance methane hydrate formation kinetics with leucine for energy storage application. Applied Energy, 188(4), 190-199. https://doi.org/10.1016/Upenergy.2016.12.002 Zhao, Jiafei, et al. (2013). Numerical simulation of gas production from hydrate deposits using a single vertical well by depressurizati-on in the Qilian Mountain permafrost, Qinghai-Tibet Plateau, China. Energy, 52(4), 308-319. https://doi .org/10.1016/j .energy.2013.01.066
Л. Я. Побережный, А. В. Грицанчук
Ивано-Франковский национальный технический университет нефти и газа, г. Ивано-Франковск, Украина
ВОЗНИКНОВЕНИЯ ВНЕШТАТНЫХ СИТУАЦИЙ В ШЛЕЙФЕ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
В РЕЗУЛЬТАТЕ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ
Развитие нефтегазовой промышленности приводит к необходимости решения проблемы охраны окружающей среды, поскольку почва, вода, воздух, выступающие непосредственными факторами технологического процесса, испытывают неблагоприятную трансформацию, и только снижение или устранение негативных последствий гарантирует экологическую и экономическую безопасность. Проблемой перекачки продукции является ряд негативных факторов, один из них - перекрытие сечения трубопровода газогидратными образованиями, приводящее к финансовым затратам и уменьшению добычи газа. Закупорка газовых гидратов промышленных газопроводов в осенне-зимний период всегда сопровождается благоприятными термодинамическими условиями среды, высоким давлением и низкой температурой транспортировки. Проведен анализ температурного распределения по региону в целом и установлено, что теплой областью в восточном регионе является Луганская обл., а холодной - Сумская. Построено распределение температуры почвы для Восточного нефтегазового региона Украины. Суммарное напряжение во внутренней стенке поврежденного трубопровода в несколько раз превышает номинально-расчетные, что позволяет утверждать о существенном негативном влиянии локальных коррозионных поражений. В работе научно обоснован выбор диапазона уровней нагрузок для усталостных испытаний с учетом концентрации напряжений, и показано, что в результате гидратной коррозии долговечность материала труб может существенно уменьшаться.
Ключевые слова: концентрация напряжений; распределение температуры; внутритрубная коррозия, локализация коррозионных повреждений.
L. Ya. Poberezhny, A V. Hrytsanchuk
Ivano-Frankivsk National Technical University of Oil and Gas, Ivano-Frankivsk, Ukraine
ORIGIN OF EMERGENCY SITUATIONS IN THE GAS WELL FLOWLINE
AS HYDRATE FORMATION RESULT
One of the main problems in oil and gas transportation industry is to ensure continuity of supply. Ukrainian gas industry today is the leading sector of the energy sector and the gas transportation system, its core which solves two main tasks: to provide natural gas to domestic and industrial consumers and households and increasing domestic production. Gas hydrates formed at high pressures and low temperatures resulting in physical combination of water molecules and certain small molecules of liquid hydrocarbons, gas hydrates under occlusion industrial pipelines usually occurs in autumn and winter. The object of research is selected abortions line gas wells. We analyzed the temperature distribution in the whole region, and found that the warmest area in the eastern region is Lugansk region, and coldest one is Sumy region. The number of fields in all regions is calculated, averaged temperature of the year for oil and gas regions with the highest risk of hydrate cork is presented. Basically, freezing soil of this region ranges from 0.7 to 1.5 m the surface of the soil. For regulatory rules the depth of flow line is 0.8 -1 m. In some cases, 0.6 m is permitted if there is no passage of pipeline transport. Thus, the focus should be given to decreasing temperature at such depths. The structure of the Eastern oil and gas region is designed. The theoretical and actual distribution of ambient temperature and the temperature distribution of the soil with the change of depth are defined. For oil and gas structures cyclic loading is carried out by stresses below the yield strength limit of the material. In this case, the presence of stress concentration leads to a strong increase in local stress cycle and determines the level of fatigue life of the pipeline. Stress concentration factor is calculated for defects of various geometric shapes. It is shown that the stress in the wall of the pipeline in areas of deep corrosion defects more than 1.243- 3.696 times higher than in regulatory documents. Based on the data, load range for corrosion and mechanical tests is selected. The results of fatigue and corrosion fatigue test samples of steel pipe 20 recorded decrease in durability when tested in air up to 25 % in the corrosive environment up to 15 %.
Keywords: stress concentration; temperature distribution; in-tube corrosion; corrosion damage localization.
1нформащя про aBTopiB:
Побережний Любомир Ярославович, д-р техн. наук, професор, 1вано-Франювський нацюнальний техшчний ушверситет нафти i газу, м. 1вано-Франювськ, Украша. Email: lubomyrpoberezhny@gmail.com
Грицанчук Андрш Валентинович, астрант, 1вано-Франювський нацюнальний техшчний ушверситет нафти i газу, м. 1вано-Франювськ, Украша. Email: kindix@i.ua
