Диагностика нефтепромысловых трубопроводов с внутренним защитным покрытием на основе эпоксидной смолы

УДК 621.6

ДИАГНОСТИКА НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ С ВНУТРЕННИМ ЗАЩИТНЫМ ПОКРЫТИЕМ НА ОСНОВЕ ЭПОКСИДНОЙ СМОЛЫ

© Р.В. Кононенко1, И.Г. Майзель2

Иркутский государственный технический университет, 664074, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.

Рассмотрены проблемы, возникающие при использовании труб с внутренним защитным покрытием, способ выявления неправильной установки герметизирующей защитной втулки, а также основные трудности, возникающие при проведении теледиагностики, и оборудование, применяющееся для проведения теледиагностических работ. Ил. 3. Библиогр. 3 назв.

Ключевые слова: нефтепромысловые трубопроводы; проблемы эксплуатации нефтепромысловых трубопроводов; защитная втулка для сварных швов; теледиагностика трубопроводов.

DIAGNOSIS OF GATHERING LINES WITH INTERNAL EPOXY RESIN-BASED PROTECTIVE COATING R.V. Kononenko, I.G. Maizel

Irkutsk State Technical University, 83 Lermontov St., Irkutsk, Russia, 664074.

The paper treats the problems arising when using pipes with internal protective coating. It considers the method to identify improper installation of a sealing protector, major difficulties in telediagnosis, and the equipment applied for telediag-nostic works. 3 figures. 3 sources.

Key words: gathering lines; exploitation problems of gathering lines; welded joint protector; pipeline telediagnosis.

Безопасная эксплуатация трубопроводов связана с проблемой повышения их надежности и долговечности и является сложной комплексной задачей, включающей в себя решение технических, технологических, экономических и организационных аспектов. Этой проблеме посвящены многочисленные исследования отечественных и зарубежных авторов, однако в настоящее время она полностью еще не решена и многие вопросы остаются открытыми.

Эксплуатационная надежность нефтепроводов в значительной степени определяется интенсивностью коррозии стенок трубопровода. Кроме коррозии наружной поверхности трубопроводы подвергаются интенсивной внутренней коррозии, скорость которой часто многократно превышает скорость коррозии их наружной поверхности и зависит от концентрации и состава минеральных солей, содержащихся в пластовой воде, добываемой и транспортируемой в смеси с нефтью до установок подготовки нефти. По количественным показателям (число и размеры дефектов) коррозия на внутренней поверхности трубопровода идёт в 3,0-3,5 раза интенсивнее, чем наружной поверхности. Скорость общей коррозии составляет порядка 0,01-0,4 мм/год, скорость локальной коррозии может достигать 1,5-6 мм/год. Коррозионная агрессивность значительно повышается с появлением в продукции скважин сероводорода как продукта жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий.

Срок службы трубопроводов в особо тяжёлых условиях (наличие в продукции сероводорода, углекислого газа, кислорода, пластовой воды высокой минерализации) при отсутствии специальных мер по защите их от коррозии исчисляется месяцами.

Коррозионные разрушения стальных трубопроводов приводят к большим материальным потерям, ухудшению экологической обстановки в районах нефтедобычи вследствие выброса в окружающую среду значительного количества транспортируемой жидкости, сопровождаются значительными потерями добываемой продукции и металлофонда. На рис. 1 представлена фотография участка трубы с точечной коррозией. В последние годы, в связи с повышением обводненности скважин (процент воды в общем объеме жидкости, добываемой из скважины) добываемой нефти и широкого использования методов интенсификации, произошло усиление коррозионной агрессивности перекачиваемой по нефтепромысловым трубопроводам продукции.

Основные виды коррозии, встречающиеся на нефтепроводах:

1) Электрохимическая коррозия - процесс взаимодействия металла с коррозионной средой, при котором ионизация атомов металла и восстановление окислительного компонента коррозионной среды протекают не в одном акте и их скорости зависят от электродного потенциала.

1 Кононенко Роман Владимирович, аспирант, тел.: 89500525920, e-mail: istu_politeh@mail.ru Kononenko Roman, Postgraduate, tel.: 89500525920, e-mail: istu_politeh@mail.ru

2Майзель Игорь Геннадьевич, кандидат технических наук, доцент кафедры оборудования и автоматизации машиностроения, тел.: 7383l 1, e-mail: baik-@mail.ru

Maizel Igor, Candidate of technical sciences, Associate Professor of the Department of Machinery and Automation of Mechanical Engineering, tel.: 738311, e-mail: baik-@mail.ru

Рис. 1. Точечная коррозия трубопровода

2) Биокоррозия - коррозия, протекающая под влиянием жизнедеятельности микроорганизмов.

3) Коррозия под напряжением - коррозия, вызванная одновременным воздействием коррозионной среды и механических напряжений. Если это растягивающие напряжения, то может произойти растрескивание металла. Это очень опасный вид коррозии, особенно для конструкций, испытывающих механические нагрузки (оси, рессоры, автоклавы, паровые котлы, турбины и т.д.). Если металлические изделия подвергаются циклическим растягивающим напряжениям, то можно вызвать коррозионную усталость. Происходит понижение предела усталости металла. Такому виду коррозии подвержены рессоры автомобилей, канаты, валки прокатных станов.

4) Коррозионная кавитация - разрушение металла, обусловленное одновременным коррозионным и ударным воздействием внешней среды.

5) Фреттинг-коррозия - коррозия, вызванная одновременно вибрацией и воздействием коррозионной среды. Устранить коррозию при трении или вибрации возможно правильным выбором конструкционного материала, снижением коэффициента трения, применением покрытий и т.д.

Коррозия называется сплошной, если охватывает всю поверхность металла. Сплошная коррозия может быть равномерной, если процесс протекает с одинаковой скоростью по всей поверхности металла, и неравномерной, когда скорость процесса неодинакова на различных участках трубопровода.

Местная коррозия охватывает отдельные участки трубопровода как внутри, так и снаружи. Местная коррозия может быть выражена в виде отдельных пятен, не сильно углубленных в толщу металла, язв -разрушений, имеющих вид раковины, сильно углубленной в толщу металла, или точек, глубоко проникающих в металл.

Подповерхностная коррозия начинается на поверхности, но затем распространяется в глубине металла. Продукты коррозии оказываются сосредоточенными в полостях металла. Этот вид коррозии вызывает вспучивание и расслоение металлических изделий.

Межкристаллитная коррозия характеризуется разрушением металла по границам зерен. Она особенно опасна тем, что внешний вид металла не меняется, но он быстро теряет прочность и пластичность и

легко разрушается. Связано это с образованием между зернами рыхлых малопрочных продуктов коррозии.

В настоящее время в России эксплуатируется 3560 тыс. км промысловых трубопроводов диаметром от 89 до 530 мм, средняя продолжительность эксплуатации которых (до полной замены) составляет от 3 до 7,5 лет. Ежегодно на трубах происходит около 25 000 прорывов, из которых 80% - по причине внутренней коррозии труб. В результате ежегодно требуется заменять 46 666 км труб.

Это объясняется, прежде всего, высокими коррозионными свойствами перекачиваемого флюида со скважин, эксплуатация которых происходит при:

1) высокой обводненности продуктивных пластов (на 1 тонну нефти приходится от 3 до 6 тонн минерализованной воды);

2) заражении продуктивных пластов бактериями, выделяющими в результате своей жизнедеятельности сероводород и поселяющимися в отложениях на внутренней стенке промыслового трубопровода;

3) применении агрессивных компонентов;

4) наличии механических и абразивных примесей;

5) высоконапорных режимах перекачки скважин-ной жидкости;

6) перекачке агрессивных технологических жидкостей после процедур повышения нефтеотдачи пластов.

В связи с этим только за 2011 год и первые 12 дней нового года только в Природнадзор Югры от нефтяных компаний поступила информация о 3 505 авариях и инцидентах на трубопроводах, произошедших в Ханты-Мансийском автономном округе - г. Югре. В результате аварийных разливов в прошлом году в окружающую среду попало 3785 т загрязняющих веществ, а общая площадь загрязнений, по предварительным данным ведомства, составила 129 Га. Анализ данных по трубопроводам с защитным покрытием показывает, что основной причиной отказов нефтепромысловых трубопроводов является внутренняя коррозия в местах повреждения защиты сварных соединений под действием агрессивной перекачиваемой продукции.

Применение внутреннего защитного антикоррозионного покрытия. Антикоррозионные покрытия применяются для внутренней изоляции труб, транспортирующих коррозионно-агрессивные среды. В нефтегазовой промышленности к таким средам относятся водонефтегазовые эмульсии, пластовая вода, оборотная вода системы поддержания пластового давления. При движении коррозионно-агрессивных жидкостей возникает общая и локальная коррозия. Внутреннее покрытие на промысловых трубопроводах позволило увеличить срок их эксплуатации минимум в 2,5-3 раза, обеспечивая их защиту от коррозии, снижение величины отложений и абразивного износа, улучшение гидравлических характеристик и сохранение чистоты транспортируемого продукта. При этом будут сведены к минимуму технологические и экологические риски, снижены затраты на эксплуатацию промысловых трубопроводов. Считается, что увеличение срока службы трубопровода всего на 1% полно-

стью окупает затраты на нанесение внутреннего покрытия труб. На рис.2 представлен фрагмент трубы с внутренним эпоксидным покрытием, которое защищает трубу от непосредственного контакта с транспортируемым продуктом, тем самым обеспечивая коррозионную стойкость внутренней поверхности трубопровода.

Рис. 2. Труба с внутренним защитным покрытием

Проблема изоляции зоны сварных стыков труб. Существует проблема изоляции зоны сварных стыков труб. На промысловых трубопроводах, в зонах сварных стыков трубопроводов, должна быть обеспечена эффективная противокоррозионная защита. Для защиты от коррозии сварных стыков трубопроводов, имеющих внутреннее покрытие, использовались самые разные методы, включая плазменное напыление на концевые участки труб защитных протекторных колец, газотермическое напыление цинка и алюминия, приварку колец из нержавеющей стали.

На сегодняшний день наиболее популярным способом внутренней противокоррозионной защиты зоны сварных стыков трубопроводов является применение вставных изолированных муфт разработки фирмы «Tuboskop Vetco».

На рис. 3 приведено сварное соединение с защитной втулкой фирмы ООО «Целер». При установке данной втулки для обеспечения герметизации шва используется мастика на основании эпоксидной смолы.

Последовательность монтажа трубопровода и втулки следующая: соединяемые трубы устанавливаются на козловые опоры, на внутреннею поверхность трубы равномерно наносится мастика и устанавливается защитная втулка. Мастика заполняет пространство по периметру втулки до резиновой манжеты с образованием наружного валика, в этом случае обеспечивается полная герметичность незащищенного металла в зоне сварного шва, после установки в трубу втулка приваривается к ней усиками, что обеспечивает ее фиксацию в трубе.

Рис. 3. Защитная герметизирующая втулка. Продольное сечение

На свободный конец втулки одевается привариваемая труба, которая также имеет слой мастики, обеспечивающий герметичность со второй стороны. После стыковки трубы свариваются. Однако при неравномерном распределении мастики, ее стекании при перегреве во время сварки между втулкой и трубой образуется свободное пространство, через которое транспортируемая жидкость попадает в зону сварного шва. В результате контакта транспортируемой жидкости и незащищенного металла трубы возникает интенсивная локальная электрокоррозия, которая за месяц может достигать значения 1 мм, в зависимости от состава транспортируемой жидкости. В силу локальности данный процесс коррозии протекает исключительно интенсивно и может нарушить герметичность трубопровода в течение нескольких месяцев. Поэтому задача определения дефектов при монтаже втулок является исключительно актуальной и должна решаться на этапе строительства.

На протяжении ряда лет сотрудники лаборатории «Центр торовых технологий» при Национальном исследовательском Иркутском государственном техническом университете занимаются проблемами проверки качества состояния внутреннего защитного антикоррозионного покрытия и правильности установки защитных втулок. Разработано оборудование различной модификации, позволяющее проводить проверку внутренней поверхности труб различного диаметра и длины. Развитие оборудования идет в трех направлениях:

1. Диагностика построенных, но не введенных в эксплуатацию трубопроводов с вертикальными участками и установленной в крановых узлах арматурой. Оборудование перемещается с помощью шпагата. Через трубопровод при помощи эластичного надувного зонда протягивается армированный шпагат с усилием разрыва 110-120 килограмм, при выборе шпагата накладываются следующие ограничения:

а) Шпагат должен быть максимально легким и протягиваться с минимальным усилием, чтобы не резать стенки трубопровода при поворотах, спусках и подъемах.

б) Шпагат должен выдерживать нагрузку, создаваемую зондом при протягивании.

Все расчетные характеристики шпагата, давление и эластичного зонда приведены для трубопровода 0 535 мм. Исходя из внутреннего диаметра трубы, был рассчитан эластичный зонд диаметром 490 мм, внутреннее давление зонда 0,03-0,05 бар. Для продвижения зонда внутри трубы используются вентиляторы высокого давления для нагнетания воздуха в трубу. Каждый вентилятор создает давление 0,1 бары, суммарное давление на выходе от двух вентиляторов, связанных последовательно, составляет 0,2 бары. Под действием потока воздуха, создаваемого вентиляторами, зонд движется и сжимается, пропуская часть воздуха вперед, что приводит к потери давления, но обеспечивает создание воздушной подушки между зондом и трубой. В результате эффективное давление, создаваемое двумя вентиляторами, составляет 0,05-0,08 бара, что создает усилие протяги-

вания равное 100-150 кг. По результатам расчетного усилия был подобран высокопрочный полипропиленовый шпагат, выдерживающий данную нагрузку. Скорость перемещения зонда по трубе составляет 15-20 мЛ, что позволяет протягивать шпагат в трубе длиной 1 км менее чем за одну минуту. После протягивания шпагата к нему крепится диагностический модуль и с помощью лебедки протягивается по трубопроводу со скоростью 0,3 м^ по всей длине трубопровода. Метод является универсальным и позволяет обеспечить теледиагностику трубопроводов с различной геометрией.

2. Диагностика горизонтальных плетей трубопровода во время строительства с использованием автономных или радиоуправляемых тележек с радиусом действия до двух километров. Разработаны автономные диагностические модули для труб от 0 235 мм до 0 535 мм и более. Для решения проблемы прохождения поворотов и опрокидывания предложен ряд конструктивных решений, обеспечивающих высокую

3. Для диагностики трубопроводов сложной геометрической формы, имеющих вертикальные спуски и подъемы, разрабатывается радиоуправляемый диагностический комплекс с импеллерными движителями. Данные типы движителей позволяют развивать тяговое усилие до 5 кг на один движитель, что позволяет подниматься и преодолевать вертикальные участки. Для спуска тележка оснащается тормозным устройством, которое обеспечивает заданную скорость по вертикальным и наклонным участкам.

Специалисты ИрГТУ в течение 3-х лет используют данное оборудование для проведения теледиагностики строящихся нефтепроводов на месторождениях ТНК-ВР. Большой объем работы выполняется на месторождении Самотлор. Обследовано более 50 км трубопровода.

Для проведения теледиагностических работ подходят все три вышерассмотренных способа перемещения оборудования внутри трубы, в зависимости от геометрии трубопровода и его протяженности.

устойчивость положения модуля в трубе.

Библиографический список

1. Нефтепромысловые трубы / Г.М. Файн [и др.]. М.; Куй- 3. Кокорин Н.В. Контроль напряженного состояния нефте-бышев: Гипровостокнефть, 1978. 190 с. промысловых труб. М.: Недра, 1980. 111 с.

2. Оловянишников В.Ф. Исследования в области разработки и эксплуатации нефтепромысловых труб. Куйбышев; М.: Гипровостокнефть, 1989. 138 с.

УДК 519.85

КОНЕЧНО-ЭЛЕМЕНТНАЯ МОДЕЛЬ ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ ПОДВИЖНОСТИ ШИНИРОВАННЫХ ЗУБОВ НИЖНЕЙ ЧЕЛЮСТИ

© В.П. Ященко1, К.Б. Иванов2, В.Л. Лапшин3, В.Д. Молоков4

1 3

1.3 Иркутский государственный технический университет, 664074, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.

2.4 Иркутский государственный медицинский университет, 664003, Россия, г. Иркутск, ул. Красного восстания, 1.

Приведено описание конечно-элементной математической модели, которая позволяет выполнять исследования напряженно-деформированного состояния системы «зуб - пародонт - нижняя челюсть» при различных вариантах установки стекловолоконных шинирующих штифтов и при различных стадиях течения хронического пародон-тита. Целью исследования является сравнительный анализ жесткости и стабильности фиксации наиболее распространенных назубных шин, используемых в комплексном лечении хронического генерализованного пародон-тита, и выбор вариантов фиксации стекловолоконных штифтов, обеспечивающих жесткость и стабильность назубных шин. Ил. 9. Библиогр. 4 назв.

Ключевые слова: конечные элементы; зубы; пародонтит; подвижность; назубные шины.

1Ященко Владимир Петрович, кандидат технических наук, доцент кафедры сопротивления материалов и строительной механики, тел.: 89021770379, e-mail: yashenko_vp@istu.edu

Yashchenko Vladimir, Candidate of technical sciences, Associate Professor of the Department of Strength of Materials and Structural Mechanics, tel.: 89021770379, e-mail: yashenko_vp@istu.edu

2Иванов Константин Борисович, аспирант кафедры терапевтической стоматологии, тел.: 89500509500, e-mail: neo-kosten@mail.ru

Ivanov Konstantin, Postgraduate of the Department of Therapeutic Stomatology, tel.: 89500509500, e-mail: neokosten@mail.ru

3Лапшин Владимир Леонардович, доктор технических наук, заведующий кафедрой сопротивления материалов и строительной механики, тел.: 89148881113, e-mail: lapshin@istu.irk.ru

Lapshin Vladimir, Doctor of technical sciences, Head of the Department of Strength of Materials and Structural Mechanics, tel.: 89148881113, e-mail: lapshin@istu.irk.ru

4Молоков Владислав Дмитриевич, доктор медицинских наук, заведующий кафедрой терапевтической стоматологии, тел.: 89500509500, e-mail: neokosten@mail.ru

Molokov Vladislav, Doctor of Medicine, Head of the Department of Therapeutic Stomatology, tel.: 89500509500, e-mail: neo-kosten@mail.ru