США. В 1895 г. на тихоокеанском побережье у г. Санта Барбара были построены деревянные платформы, с которых осуществлялось бурение скважин, а в 1910 г. было освоено уже свыше 200 скважин для добычи нефти. Далее были разработаны прибрежные месторождения на мелководье озёр Эри и Каддо, а затем и Мексиканского залива [2]. Наиболее напряженными, с точки зрения прочности, по условиям эксплуатации и конструктивным особенностям являются промысловые и технологические трубопроводы нефтегазовых сооружений [1,2], морских и «сухопутных» [3,4]. Например, несмотря на значительную меньшую протяженность по сравнению с магистральными нефтегазопроводами (более чем на порядок), на долю технологических трубопроводов приходится более половины всех зарегистрированных отказов, аварийных ситуаций и внеплановых остановок. Анализ статистических данных показывает, что более 75 % внеплановых остановок компрессорных цехов на сухопутных газовых магистралях связано с технологическими трубопроводами. При этом серьезные отказы на компрессорных станциях и в цехах сопровождаются, как правило, более тяжелыми последствиями по сравнению с аварийными ситуациями на магистралях [5]. Отказы, в том числе, объясняются сложностью конструктивного оформления рассматриваемых трубопроводных систем, тяжелыми условиями эксплуатации (постоянные динамические режимы), отсутствием резервирования данного вида оборудования и т.п. Существенной особенностью нефтегазовых сооружений является то, что в трубопроводных системах реализуются различные динамические режимы при транспортировке углеводородов [6,7]. Так, практически все действующие системы сбора углеводородов, например, на морских месторождениях предусматривают использование однотрубной системы. Транспортировка двух и более различных фаз в потоке приводит, как правило, к возникновению пульсаций давления потока, образованию пробок и возникновению гидравлических ударов при прорыве и т.п., то есть к |
ГЛАВА I. Оценка работоспособности промысловых и технологических трубопроводов морских и нефтегазовых сооружений 1.1. Состояние проблемы Мировая практика разработки нефтегазовых месторождений показывает, что в настоящее время значительная часть новой добычи приходится на моря (Мексиканский залив, Южно-Китайское море, морской шельф Норвегии, шельф канадского архипелага и т.д.). Интенсивное освоение морских месторождений проводилось в СССР (Каспийское, Азовское моря), а в настоящее время российские нефтегазоперерабатывающие компании (за частую с инопартнёрами) интенсивно осваивают Балтийское, Охотское моря, шельф острова Сахалин, ЮжноКитайское море (месторождение «Белый тигр»). В ближайшей перспективе освоение акватории Сахалина и российской Арктики. История показывает, морской нефтедобыче уже более ста лет [2]. Опыт эксплуатации морских нефтегазовых сооружений как в нашей стране, так и за рубежом, показывает, что наиболее напряженными, с точки зрения прочности, но условиям эксплуатации и конструктивным особенностям являются промысловые и технологические трубопроводы морских нефтегазовых сооружений [1, 2]. Аналогичная картина наблюдается и для «сухопутных» сооружений [3, 4]. Например, несмотря на значительную меньшую протяженность по сравнению с магистральными нефтегазопроводами (более чем на порядок), на долю технологических трубопроводов приходится более половины всех зарегистрированных отказов, аварийных ситуаций и внеплановых остановок [5]. Анализ статистических данных показывает, что более 75 % внеплановых остановок насосных и компрессорных цехов на сухопутных нефтегазовых магистралях связано с технологическими трубопроводами. При этом, серьезные отказы сопровождаются, как правило, более тяжелыми последствиями по сравнению 8 с аварийными ситуациями на магистралях [5]. Отказы, в том числе, объясняются сложностью конструктивного оформления рассматриваемых трубопроводных систем, тяжелыми условиями эксплуатации (постоянные динамические режимы), отсутствием резервирования данного вида оборудования и т.п. Существенной особенностью морских сооружений является то, что в трубопроводных системах реализуются различные динамические режимы при транспортировке углеводородов [6, 7]. Так, практически все действующие системы сбора углеводородов на морских месторождениях предусматривают использование однотрубной системы. Транспортировка двух и более различных фаз в потоке приводит, как правило, к возникновению пульсаций давления потока, образованию пробок и возникновению гидравлических ударов при прорыве и т.п., то есть к существенным динамическим нагружениям. С другой стороны, в условиях морской нефтедобычи в силу ограниченности размеров платформы сложно использовать известные аппараты (депульсаторы, акустические поглотители и т.п.) для снижения и подавления динамических процессов в системах трубопроводов. Наконец, агрессивные среды, добываемые и транспортируемые по трубопроводам, вызывают внутреннюю коррозию трубопроводов и другого оборудования [8]. Кроме того, агрессивными являются и атмосфера, и морская вода, вызывающие коррозию наружных поверхностей труб, оборудования и строительных конструкций трубопроводных обвязок. Следует отметить, что учет отдельно коррозионной активности атмосферы представляет собой довольно сложную задачу. Необходим учет данных по климатическим параметрам атмосферы и их коррозионной активности по отношению к углеродистой стали, цинку, меди. В Институте физической химии РАН создана база данных по этим параметрам, разработана программа расчета групп значимости факторов для определения субглобальных моделей атмосферной коррозии, разработаны точные |