ВВЕДЕНИЕ
Оренбургский газохимический комплекс (ОГХК) - огромное промышленное предприятие, раскинувшееся на площади в несколько сот квадратных километров, основные фонды которого включают около 1100 скважин, из которых около 700 действующих, более 8500 км трубопроводов различного назначения, более 5000 единиц технологического оборудования и прочее.
Повышенную опасность эксплуатации объектов ОГХК наряду с огромными масштабами производства придают добываемые и перерабатываемые рабочие среды, в составе которых содержатся высококоррозионные примеси - H2S и СОг, а также достаточно длительный, примерно 30-летний срок работы, в течение которого все металлическое оборудование подверглись определенному "старению" и износу.
Все вышеуказанное в полной мере относится к скважинному оборудованию, играющему наиболее важную роль в процессе добычи углеводородного сырья, к подземному и устьевому оборудованию скважин, и в частности к их фонтанным арматурам (ФА). Повышенная опасность повреждения ФА скважин на ОНГКМ кроме упомянутых выше причин обусловлена достаточно / сложной их конструкцией, огромным общим количеством составляющих ФА элементов (каждая из ФА в среднем состоит из 15...20 элементов), большим разнообразием конструктивного и материального исполнения этих элементов, специфическим воздействием на металл сероводородной коррозии, способной проявляться в различных формах, в том числе в виде сульфидного коррозионного растрескивания под напряжением (СКРН) и водородно-индуцированного растрескивания (ВИР) и др.
Любое повреждение и разрушение ФА чревато не только потерей добываемой продукции и зависящими от этого материальными издержками, но и убытками, связанными с загрязнением окружающей среды, возможным отравлением и гибелью людей. Очень большие материальные потери при аварии на скважине могут быть связаны с выбросом продукции в атмосферу, ее возгоранием и необходимостью глушения скважины.
В этой связи проблема обеспечения безопасной эксплуатации скважин-ного фонда ОНГКМ и предотвращения возможных чрезвычайных ситуаций (ЧС) при эксплуатации скважин является исключительно актуальной. В настоящее время проблемы обеспечения безопасности опасных производственных объектов, в состав которых входит и ОНГКМ, приобрели государственное значение. В этом плане на основании Федерального Закона "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" предприятиями нефтегазодобывающего комплекса проводится большая работа под контролем Госгортехнадзора России (ГГТН) и Министерства по чрезвычайным ситуациям (МЧС). Закон определяет правовые, экономические и социальные основы обеспечения безопасной эксплуатации опасных производственных объектов и направлен на предупреждение аварий на опасных производственных объектах.
На основании изучения многолетнего опыта эксплуатации оборудования производственных объектов ОНГКМ с учетом его интенсивного диагностирования, а также подобного опыта эксплуатации аналогичных объектов в нашей стране и за рубежом установлена техническая возможность и экономическая целесообразность дальнейшей эксплуатации оборудования, выработавшего нормативный ресурс. Последнее обусловлено возросшими возможностями методов и средств неразрушающего контроля, накопленным массивом данных о характере и динамике повреждаемости оборудования. В этой связи для оборудования, эксплуатирующегося на различных объектах ОНГКМ, в частности для оборудования скважин, созданы реальные возможности для оценки фактического состояния и возможности продолжения эксплуатации без снижения уровня безопасности.
Особую значимость в рамках настоящей работы поэтому представляют исследования, направленные на обеспечение безопасности и предупреждение ЧС при увеличении полноты и достоверности диагностической информации, получаемой методами неразрушающего контроля (НК), оценки безопасности и ресурса работоспособности ФА скважин.
Целью настоящей работы является совершенствование методов диагностирования, разработка на их основе методики оценки технического состояния ФЛ скважин на месторождениях сероводородсодержащего газа для предупреждения ЧС при их эксплуатации.
Для достижения этой цели в работе:
1. Проведен анализ причин ЧС на скважинах месторождений сероводородсодержащего газа в целях выявления элементов ФА скважин, в наибольшей мере способствующих возникновению ЧС.
2. Дано научное обоснование применения методов НК для оценки технического состояния ФА скважин.
3. Определены с помощью НК техническое состояние ФА скважин и возможность их дальнейшей безопасной эксплуатации.
4. Разработаны и внедрены технические решения и практические методы обеспечения безопасности и предупреждения ЧС при эксплуатации ФА скважин.
Основные методы исследования. Для решения поставленных задач, в работе использованы методы модельных и натурных исследований эффективности и достоверности неразрушающего контроля и оценки параметров специфических сероводородных коррозионных поражений металла различных элементов ФА скважин; различные методы (математические, статистические и т.п.) оценки повреждаемости элементов оборудования; различные методы расчета и прогнозирования их ресурса дальнейшей работы; специальные методы инструментальных исследований технического состояния элементов ФА.
Достоверность и обоснованность научных положений, выводов и рекомендаций обеспечены использованием стандартизованных методических, математических и инструментальных исследований. Результаты экспериментальных исследований подтверждены многочисленными данными их промышленной апробации на реальном оборудовании скважин ОНГКМ, имеющем соответствующие дефекты, а также результатами внедрения разработок
в процессы осуществления НК, анализа и оценки технического состояния элементов ФА.
Научная новизна. 1. Научно обоснованы и экспериментально подтверждены методические процедуры диагностирования и параметры НК, позволяющие обеспечить безопасность и предупреждение ЧС при эксплуатации ФА скважин на месторождениях сероводородсодержащего природного газа.
2. Впервые в отрасли создан комплекс организационно-технических решений и технических средств по диагностированию ФА скважин на месторождениях сероводородсодержащего газа.
Практическая ценность и реализация результатов работы. Результаты работы использованы при разработке ряда руководящих документов, основными из которых являются:
- Положение о диагностировании технологического оборудования и трубопроводов газоиефтедобывающих и перерабатывающих предприятий ОАО "Газпром";
- Положение об организации ремонта основных производственных средств газонефтедобывающих и перерабатывающих предприятий ОАО "Газпром";
- Положение о диагностировании технологического оборудования и трубопроводов предприятия "Оренбурггазпром", подверженных воздействию сероводородсодержащих сред;
- Методика диагностирования технического состояния фонтанных арматур скважин, подверженных воздействию сероводородсодержащих сред на объектах газодобывающих предприятий ОАО "Газпром".
По результатам диагностических работ, выполненных на основании предписаний и рекомендаций этих документов, определено фактическое техническое состояние элементов ФА скважин ОНГКМ, выявлено и устранено значительное количество дефектов в них, чем значительно снижен риск возникновения аварий и чрезвычайных ситуаций.
8
Апробация работы. Разработанные усовершенствованные методы диагностирования и профилактики повреждения элементов ФЛ скважин в период 1999-2003 гп внедрены на различных объектах ОНГКМ - в ГПУ, УЭСГ, ГПЗ и ГЗ ООО "Оренбурггазпром". Они позволили оценить фактическое состояние ФА скважин, принять и своевременно реализовать рациональные решения, исходя из знания этого состояния.
Основные научные полоэ/сения и практические результаты диссертации доложены и обсуждены на научно-технических конференциях и семинарах, включая:
- 2-ю Международную научно-техническую конференцию "Анализ диагностических работ на объектах предприятия "Оренбурггазпром" и перспективы их совершенствования", г. Оренбург, 23-27 февраля 1999 г.;
- 3-ю Международную научно-техническую конференцию "Техническое диагностирование оборудования и трубопроводов, подверженных воздействию сероводородсодержащих сред", г. Оренбург, 20-24 ноября 2000 г.;
- 4-ю Международную научно-техническую конференцию "Диагностика оборудования и трубопроводов, подверженных воздействию сероводородсодержащих сред", г. Оренбург, 18-22 ноября 2002 г.;
- 12-ю Международную деловую встречу "Диагностика - 2002", Турция, апрель 2002 г.,
опубликованы в материалах конференций, в журналах "Газовая промышленность", "Защита от коррозии и охрана окружающей среды", "Безопасность труда в промышленности", "Наука и техника в газовой промышленности", др. изданиях и рекомендованы к практическому использованию.
Основные организационные, технические и методические решения, разработанные в рамках диссертационной работы, апробированы в ООО "Оренбурггазпром" путём использования на практике различных рекомендаций и требований разработанных и введенных в действие руководящих документов.
На основании результатов диссертационной работы разработаны и введены в действие указанные выше нормативно-технические и методические документы.
Диссертационная работа выполнена в ООО "Оренбурггазпром.
Результаты работы внедрены в 000 "Оренбурггазпром".
Па защиту выносятся следующие полоэ/сения:
1. Научно-технические решения по повышению эффективности НК и достоверности диагностических данных о техническом состоянии и повреждениях металла элементов ФА скважин на месторождениях сероводородсо-держащего природного газа.
2. Научно-методические основы диагностирования и оценки безопасности ФЛ скважин.
3. Методика диагностирования ФА скважин.
10
1. АНАЛИЗ ПРИЧИН ЧРЕЗВЫЧАЙНЫХ СИТУАЦИЙ НА СКВАЖИНАХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СЕРОВОДОРОДСОДЕРЖАЩИХ УГЛЕВОДОРОДОВ. ВЫЯВЛЕНИЕ ЭЛЕМЕНТОВ СКВАЖИН, ОПРЕДЕЛЯЮЩИХ ИХ УСТОЙЧИВОСТЬ ПРОТИВ ЧРЕЗВЫЧАЙНЫХ СИТУАЦИЙ
1.1 Особенности месторождений сероводородсодержащего газа и эксплуатации на них скважинного оборудования
1.1.1 Общая характеристика месторождений сероводородсодержащего природного газа, описание случаев повреждения оборудования скважин
В зависимости от характера флюидов, насыщающих пласт, месторождения природных газов (независимо от наличия или отсутствия в их составе сероводорода) подразделяются на чисто газовые, газоконденсатные, газонефтяные и газоконденсатнонефтяные (нефтегазокондеисатные) [1].
Газовые месторождения насыщены легкими углеводородами парафинового ряда, не конденсирующимися при снижении пластового давления. Как правило, содержание метана в газах этих месторождений составляет 94...98% по объему. На газовых месторождениях из скважин добывается газ без жидких углеводородов с небольшим количеством влаги и твердыми механическими частицами (песок, глина, частицы породы газоносного пласта и т.п.). Чисто газовые месторождения встречаются весьма редко. Примерами таких месторождений в России, в частности, являются Северо-Ставропольское, Уренгойское и Медвежье.
Газоконденсатные месторождения насыщены легкими углеводородами парафинового ряда, в составе которых имеется достаточно большое количество углеводородов от пентана и тяжелее, конденсирующихся при изменении пластового давления и образующих так называемый газовый (углеводородный) конденсат. В составе газа таких месторождений, как правило, содер-
11
жится от 70 до 90% метана. Ленинградское, Майкопское, Челбасское и др. месторождения Краснодарского края, приуроченные к нижнемеловым отложениям, а также Вуктыльское, Средне-Вилюйское, Северный Сох, Оренбургское, Астраханское и др. являются газоконденсатными. Вместе с газом и газовым конденсатом из газоконденсатных скважин также обычно поступает минерализованная вода и твердые механические примеси [1-5]. Настоящая работа посвящена вопросам обеспечения безопасной эксплуатации ФА скважин на Оренбургском ГКМ (или ОГКМ).
В связи с тем, что кроме газа и газового конденсата на ОГКМ сейчас добывается также и нефть, данное месторождение в настоящее время принято называть нефтегазоконденсатным, т.е. Оренбургским НГКМ (или ОНГКМ). ОНГКМ относится к месторождениям сероводородсодержащих углеводородов.
Краткая справка о добыче на различных месторождениях сероводородсодержащих углеводородов и связанных с ней проблем приведена ниже.
Газовая промышленность в России зародилась более 170 лет назад. Первый газовый завод в России был построен в Санкт-Петербурге в 1831 году
[5].
До начала 1970-х годов в России (в бывшем СССР) добывался и использовался природный газ, практически не содержавший сероводорода (H2S). Крупномасштабная добыча и использование такого газа в стране началось с освоения в 1970-е годы Оренбургского газоконденсатного месторождения (ОГКМ). Освоение этого крупнейшего в Европе месторождения сероводородсодержащих углеводородов явилось важной вехой в становлении и развитии отечественной газовой промышленности, хотя и не было первым в мировой практике случаем разработки месторождений такого рода.
Значительно ранее подобные месторождения были обнаружены и начали разрабатываться в Канаде [6], США [7], Франции [9,10], Германии [11-14].
Характерной особенностью всех сероводородсодержащих месторождений является непременное наличие в его составе кроме углеводородных ком-
12
понентов (и возможно небольшого количества некоторых других примесей типа азота, гелия, аргона, криптона и т.п.) сероводорода (H2S) - исключительно коррозиоино-активного и токсичного газа. В этой связи природный газ, содержащий сероводород в любом количестве принято считать сероводород-содержащим или "кислым". Кроме H2S, сопутствуя ему, в составе кислого газа в большем или меньшем количестве обычно присутствует диоксид углерода (СО2). В этой связи "кислым" часто именуют газ, содержащий как H2S, так и СО2, хотя присутствие для этого второго компонента вовсе не обязательно. (Природный газ, в любом количестве содержащий СО2, но не содержащий H2S, принято считать "некислым").
Общие количества и соотношения H2S и СО2 в составе кислого газа различных месторождений мира могут быть весьма различными - от очень малых до очень больших. Для примера ниже приведены содержания H2S и СО2 (в % об.) в газе месторождений некоторых стран -табл. 1.1.
Таблица 1.1
Перечень некоторых месторождений кислого газа в различных странах мира
Страна Название месторождения Содержание в газе коррозионно-активных компонентов, % об.
H2S (сероводород) СО2 (диоксид углерода)
1 2 3 4
Канада [6,16] Хармэттен Ист 0,2 4,5
Кроссфилд 0,6 6,0
Римби 2,2 1,5
Лукаут Багги 3,1 4,0
Сарцее 4,4 5,5
Кларк Лейк 5,0 - 12,0 7,0 - 9,0
Ио-Ио 5,0-12,0 7,0 - 9,0
Джампинг Паунд 5,9 7,1
Невис 6,5 4,1
Берит Тимбер 7,0 5,5
Стречен 9,3 2,4
Пинчер Крик 10,6 6,4
Ист Уайткорт 10,0- 14,0 5,0 - 6,0
Розавьер 10,0-15,0 5,0 - 6,0
Блэкстоун 12,0-30,0 7,0 - 9,0
Уотсртон III 14,0 4,0
Пайн Крик 15,0-20,0 5,0 - 6,0
13
Продолжение таблицы 1,
1 2 3 4
Канала [6,16] Сьерра 15,0-20,0 5,0 - 6,0
Грин Корт 15,0-17,0 5,0 - 6,0
Виндфилл 15,0-22,0 6,0 - 8,0
Кейбоб-Саут 17,0 4,0
Оулдс 18,0 5,4
Уотертон IV 32,2 7,6
Калгари Элктон 34,0 1,0
Окотокс 34,0 11,0
Ист-Кроссфилд Д-1 36,0 12,0
Пантер Ривер 70,0 15,0
Бэрбери 90,6 5,1
США [1,7] Палома Филд 0,2 4,0
Верти Доне 1,1 42,0
Мак Кейли Пэттонфилд 7,5 5,5
Гудвотс Филд 9,0 7,0
Джинжер 10,0 13,0
Южный Техас 16,0 10,0
Джонатан Эйреа 26,0 14,0
Томасвилл 36,0 17,0
Эмори 42,4 4,5
Пиневудс 43,0 12,0
Франция [1АЮ] Русс 0,8 4,7
Мейон-Сен-Фо 5,9 8,5
Ион д'Лс 7,0 9,5
Лак 15,2 9,6
Германия [1,11-14] Эмсланд Шален 0,5 - 14,0 5,4 - 26,4
Южный Ольденбург 7,0 - 22,5 5,9-9,5
Около 60% всех разведанных запасов природного газа имеют в своем составе 0,5 - 22,5 5,4 - 26,4
Мексика [15] Поса Рика 1,7 3,0
ИранШ Мачжит-Субэйман 40,0 13,0
Узбекестан [16] Уртабулакское 5,4 4,9
Казахстан [171 Карачаганакское до 6,0 до 8,0
Россия [1,5,16] Оренбургское до 5,0 до 2,0
Астраханское до 25,0 до 15,0
Основной характерной проблемой на всех месторождениях Н25-содержащего газа является проблема коррозии. Растворяясь в воде (пластовой или конденсационной), всегда присутствующей в системе, H2S и ССЬ способствуют развитию и протеканию электрохимической коррозии контактирующего с коррозионной средой стального оборудования, так называемой
14
сероводородной коррозии. Сероводородная коррозия может проявляться и проявляется в различных видах: в виде общего (равномерного и/или неравномерного) повреждения металлической поверхности; в виде локального (язвенного и/или питтингового) повреждения поверхности, а также в виде двух видов внутреннего растрескивания металла — сульфидного коррозионного растрескивания под напряжением (СКРН) и водородно-индуцированного растрескивания (ВИР). При этом поверхностные коррозионные поражения оборудования не представляют столь значительной опасности и легче поддаются контролю, чем оба вида растрескивания, в особенности СКРН. Последний вид растрескивания очень трудно, а в ряде случаев практически невозможно обнаружить и оценить даже при помощи современных приборов. Оба вида растрескивания обусловлены проникновением в металл водорода, образующегося в процессе коррозионной реакции железа и сероводорода в присутствии воды:
Fe + H2S "2° )FeS + 2H (1.1)
Несмотря на это, характер развития ВИР и СКРН существенно различный. Расслоения от ВИР в основном происходят в мягких и пластичных сталях. При ВИР водород в объеме металла накапливается локально, преимущественно в местах наличия микропор, микротрещин, неметаллических включений, на границах различных структур и т.п. Так, при наличии раскатанных неметаллических включений в средней части стенки металлического листа характерными повреждениями от ВИР являются внутренние расслоения в плоскости параллельной поверхностям листа. При наличии включений (или других дефектов структуры) на разных уровнях по толщине стенки листа повреждения от ВИР имеют форму ступенек и называются "ступенчатым растрескиванием". Расслоения в металле от ВИР образуются и развиваются во времени не мгновенно, а постепенно. В этой связи их можно обнаружить при помощи современных методов и средств неразрушающего контроля (НК), в частности, ультразвукового, определить местоположение и размеры, проследить за развитием.
15
Разрушения от СКРН обычно происходят в твердых и прочных сталях. Перед возникновением СКРН водород в объеме металла накапливается рассредоточено, постепенно напрягая его структуру. При достижении в определенный момент времени в объеме металла суммарными напряжениями (от внутреннего давления рабочей среды, остаточных напряжений в металле, и напряжений, вызванных абсорбированным водородом) критического значения происходит внезапное разрушение наводороженной конструкции по хрупкому механизму. Разрушение происходит мгновенно, практически не устранимо и может привести к тяжелым последствиям. Намного реже (в пластичных сталях и сплавах с неоднородной по толщине листа структурой) СКРН происходит не внезапно, а развивается в течение какого-то периода времени.
Различные описания механизмов разрушения сталей под воздействием ВИР и СКРН описаны в многочисленных публикациях зарубежных и отечественных авторов. Одно из них, приведенное в работе [7], процитировано и проиллюстрировано ниже.
Первый тип растрескивания — это растрескивание, при котором трещины (расслоения) развиваются параллельно поверхности стенки листа металла, когда на него не действует внешнее напряжение. Такое растрескивание именуют растрескиванием, вызываемым водородом, т.е. водородно-индуцироваииым растрескиванием (ВИР) или просто водородным растрескиванием (ВР). Раньше такой тип растрескивания в основном называли вспучиванием или водородным вспучиванием, потому что на поверхности поврежденного ВР металла образовывались пузыри. Однако в последние годы, в основном в сталях магистральных трубопроводов, подобное растрескивание возникало и без образования пузырей. В этой связи более широкое применение получил термин "водородноерастрескивание, включая вспучивание". При таком типе растрескивания трещины обычно распространяются ступенчато, в связи с чем также часто применяют термин "водородное ступенчатое растрескивание". Ступенчатый характер трещины является результатом высоко-
16
го внутреннего давления в металле, образующегося под воздействием молекулярного водорода.
Второй тип растрескивания - это растрескивание сталей с относительно высокой прочностью. Такому типу растрескивания подвергаются трубы, применяемые в нефтяной и газовой промышленности, а также сварные швы стальных конструкций. Трещина в металле при этом распространяется под действием рабочего напряжения или остаточного напряжения в плоскости перпендикулярной относительно оси действия напряжений. Растрескивание такого типа обычно именуется сульфидным коррозионным растрескиванием под напряжением (СКРН) или просто сульфидным растрескиванием под напряжением (СРН). Преобладающей точкой зрения на механизм такого растрескивания является та, что образующиеся и приводящие к СКРЫ трещины имеют природу водородного охрупчивания металла. К ним не относятся крошечные трещины в сталях, содержащих никель.
Различные виды трещин, образующихся в сталях под воздействием се-роводородсодержащих сред, показан на рис. 1.1. НЮ
5SCC
Рис. 1.1. Морфология трещины во влажной сероводородсодержащей среде:
"а" и "Ь" - водородное вспучивание; на рис. 1Ь водородное вспучивание сопровождаемое сульфидным коррозионным растрескиванием под напряжением и водородным растрескиванием; "с" - ступенчатое водородное растрескивание; "d" - сульфидное коррозионное растрескивание под напряжением в низкопрочной стали; "е" - сульфидное коррозионное растрескивание под напряжением в высокопрочной стали
17 |
