Особенности инженерно-технических мероприятий, повышающих безопасность эксплуатации магистральных газопроводов в системе нефтегазодобывающего комплекса

ОСОБЕННОСТИ ИНЖЕНЕРНО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ, ПОВЫШАЮЩИХ БЕЗОПАСНОСТЬ ЭКСПЛУАТАЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ В СИСТЕМЕ НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩЕГО КОМПЛЕКСА

А.С. Тенькаева, студентка, А.В. Звягинцева, доцент, к.т.н., Воронежский государственный технический университет, г. Воронеж

Природный газ - один из важнейших горючих ископаемых, занимающий ключевые позиции в топливно-энергетических балансах многих государств, важное сырье для химической промышленности. Природный газ очень удобно транспортировать по трубопроводам - это дешевое энергетическое и бытовое топливо. В последнее десятилетие причиной разрыва магистральных трубопроводов стала стресс - коррозия.

Таким образом, можно сделать вывод, что проблема повышения безопасности при эксплуатации магистральных газотрубопроводов остается актуальной. При этом следует отметить, что одним из факторов, снижающих безопасность трубопроводов, является коррозия [1, 2].

Объектом исследования является газопровод высокого давления от Тарасовской Установки комплексной подготовки газа до Губкинского газового промысла и далее в систему магистральных газопроводов ОАО «Газпром». Газопровод предназначен для транспортировки природного газа. Протяженность 61 км, диаметр 530 мм. Трасса газопровода проходит по участкам с водонасыщенными торфами - болота I, II, III типов. На большом количестве участков встречаются слои мерзлых грунтов сложной криоструктуры, а также слабопучинистых и сильнопучинистых грунтов.

Пересекает авто- и железные дороги. Показатели мощности газопровода:

-5

1) Производительность: проектная - 1047 млн. м/год; фактическая -977000 м3/сут.;

2) Протяженность - 61,7 км;

3) Диаметр - 530 х 11 мм.

Газопровод рассчитан на следующие параметры:

1) Давление на выходе с УКПГ - 7,5 МПа;

2) Давление на входе в промысловых коллекторах Д 1020 мм на ГГП - 7,44

МПа;

3) Температура на врезке в ГГП - 10.. .15 °С;

4) Состав газа, % моль: метан - 87,25; этан - 6,59; пропан - 3,02; бутан -0,31; пентан - 0,05.

В таблице 1 приведены показатели риска аварий на линейной части газопровода высокого давления. Стоит отметить, что на коррозию приходиться наибольшие потери.

Из анализа литературных данных установили, что проблема повышения безопасности на газопроводах остается актуальной, поскольку ежегодно происходит около 35 тыс. отказов и аварий, общая протяженность которых в

России составляет около 350 тыс. км. Инженерно-техническими расчетами установили, что масса выбрасываемого газа непосредственно зависит от давления в трубопроводе и временем, затраченным на закрытие задвижек.

Таблица 1

Показатели риска аварий на линейной части газопровода высокого давления

Вид риска Значение риска

Коллективный риск при обходе (объезде) трассы газопроводов 2,28-10-6 ч/год

Индивидуальный риск при обходе (объезде) трассы газопроводов 1,14-10-6 1/год

Коллективный риск гибели персонала УКПГ Тарасовского месторождения 1,93-10-7 ч/год

Индивидуальный риск гибели персонала УКПГ Тарасовского месторождения 9,66-10-8 1/год

Коллективный риск гибели пассажиров легкового и грузового автотранспорта (до 3 чел.) в месте пересечения с газопроводом 1,98-10-11 чел/год

Индивидуальный риск гибели пассажиров легкового и грузового автотранспорта (до 3 чел.) в месте пересечения с газопроводом 9,92-10-12 1/год

Коллективный риск гибели пассажиров автобуса типа ПАЗ (до 30 чел) при разовом проезде по дороге в месте пересечения с газопроводом 5,95-10-11 чел/год

Индивидуальный риск гибели пассажиров автобуса типа ПАЗ (до 30 чел) при разовом проезде по дороге в месте пересечения с газопроводом 1,98-10-12 1/год

Коллективный риск гибели пассажиров ж/д поезда при разовом проезде по железной дороге в месте пересечения с газопроводом 8,93-10-11 чел/год

Индивидуальный риск гибели пассажиров ж/д поезда при разовом проезде по железной дороге 1,65-10-13 1/год

В работе проведено исследование коррозионной стойкости стали 40Х в растворах, имитирующих коррозионную среду, в которой пролегают газопроводы (сталь 40Х является стандартизованной и применяется в газовой промышленности). Эксперимент проводился гравиметрическим методом (измеряли массу образца до погружения в моделирующий раствор и после, точность измерения 10-4, затем рассчитывали потерю массы и скорость коррозии). Для защиты стали от коррозии, использовали в качестве протектора -Мв и [3, 4].

Это результаты коррозионных испытаний стали 40Х с М§-протектором. Скорость коррозии с протектором существенно меньше, чем без протектора. Эффективность протекторной защиты во всех средах составит более 90 %. Из анализа литературных данных установили, что проблема повышения безопасности на газопроводах остается актуальной, поскольку ежегодно происходит около 35 тыс. отказов и аварий. Инженерно-техническими расчетами установили, что масса выбрасываемого газа непосредственно зависит от давления в трубопроводе и временем, затраченным на закрытие задвижек. Наиболее эффективным методом защиты стали 40Х от коррозии является использование протекторной защиты с применением М§ в качестве протектора. Результаты коррозионных испытаний стали 40Х в различных средах приведены в таблице 2.

Таблица 2

Результаты коррозионных испытаний стали 40Х в различных средах

Коррозионная среда Масса образца до испытаний, г Масса образца после испытаний, г Потеря массы, г Скорость коррозии, мг/ см2

Торфяная вода 8,8031 8,7938 0,0093 0,0241

Болотная вода 9,1348 9,1284 0,0064 0,0123

Речная вода 10,0445 10,0412 0,0033 0,0093

Грунтово-песчаная вода 9,5962 9,5934 0,0028 0,0065

Солевая среда 3 % ШС1 9,7086 9,6980 0,0106 0,036

Из полученных данных следует, что наименьший срок действия М^-протектора в торфяной воде составляет 568 суток поэтому, очевидно, что применение М§-протектора в этой среде экономически нецелесообразно и для защиты от коррозии необходимо применять другой протектор - цинковый, либо применение М§-протектора в «засыпке» и срок действия его уже составит 770 суток. Зона защитного действия длины М§-протектора составит в торфе 15 м, в болоте 25 м, в речной воде 30 м. В ходе анализа рисков выяснили, что риски поражения персонала объекта, населения и персонала сторонних организаций в случае реализации аварий являются приемлемыми. В качестве рекомендации по повышению эффективности защиты газопровода от коррозии представляется возможным либо использование Mg-протектора в «засыпке», либо использование 7п-протектора.

Список использованной литературы

1. Томашов Н.Д. Теория коррозии металлов. Изд-во АН СССР, 1958. -

143 с.

2. Красноярский В.В., Цикерман Л.Я. Коррозия и защита подземных металлических сооружений. М.: Высш. шк., 1968. - 296 с.

3. Улич Г. Коррозия металлов. М.: Металлургия, 1968. - 308 с.

4. Семенова И.В., Хорошилов А.В., Флорианович Г.М. Коррозия и защита от коррозии /Под ред. И.В. Семеновой. - 2-е изд., перераб. и доп. М.: Физмат, 2006. - 376 с.