Магистерский диплом на тему Моделирование параметров защиты МТ от коррозии

Содержание:

ПЕРЕЧЕНЬ УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ 9
ВВЕДЕНИЕ 10
1. АНАЛИТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 13
1.1. Причины и распределение отказов нефтепроводов в процессе эксплуатации 13
1.2. Последствия коррозии. Социальные, экологические и экономические проблемы борьбы с коррозией 19
1.3. Основные параметры магистральной сети нефтепроводов РФ, оказывающие влияние на коррозионные процессы 21
1.3.1. Основные, с точки зрения коррозионных процессов, характеристики нефти, перекачиваемой по магистральным нефтепроводам 21
1.3.2. Основные, с точки зрения коррозионных процессов, характеристики почв в районных прокладки магистральных нефтепроводов 22
1.3.3. Номенклатура труб, применяемых в РФ для сооружения магистральных нефтепроводов 29
1.3.4. Физико-химические характеристики материалов магистральных нефтепроводов и их влияние на коррозионные процессы 32
1.4. Актуальность, цели и задачи исследования 32
2. КОРРОЗИЯ ТРУБОПРОВОДОВ И МЕТОДЫ ЗАЩИТЫ 34
2.1. Основные виды и характер коррозионного разрушения 34
2.2. Виды коррозии по характеру коррозионного разрушения 36
2.3. Методы контроля коррозии 42
2.4. Методы защиты от коррозии 45
2.5. Нанесение защитных покрытий 47
2.6. Протекторная защита 49
2.7. Особенности коррозионных процессов на месторождениях нефти РФ 49
2.8. Обоснование выбора метода защиты 50
2.9. Схема протекторной защиты трубопроводов 53
3. ОПИСАНИЕ МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ДЛЯ ОЦЕНКИ ВЛИЯНИЯ ПАРАМЕТРОВ ЗАЩИТЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ 59
3.1. Математическая модель 59
3.1.1. Основные теоретические сведения 59
3.1.2. Математическая модель 63
3.2. Основные параметры (переменные) модели 67
3.3. Методика и описание программных средств моделирование процесса катодной защиты магистрального трубопровода 68
4. ИМИТАЦИОННОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ПАРАМЕТРОВ ЗАЩИТЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ 74
4.1. Выбор диапазонов изменения параметров (переменных) модели 74
4.2. Моделирование параметров защиты магистральных нефтепроводов от коррозии 74
4.3. Анализ результатов имитационного моделирования 78
4.4. Расчет средств электрохимической защиты 80
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 87
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 88

Введение:

Значительное количество магистральных нефтепроводов Российской Федерации в настоящее время имеют достаточно большой срок эксплуата-ции. Наиболее продолжительный промежуток времени эксплуатируются магистрали перекачки нефти, однако также порядка 25 % газопроводов работает более 20 лет, 38 % эксплуатируются на протяжении 10 — 20 лет, а около 5 % имеют нормативный срок эксплуатации, превышающий 33 года. При этом закономерным является то, что статистические данные свиде-тельствуют о связи между числом аварийных ситуаций на магистральных трубопроводах с “возрастом” последних.
Положение дел в трубопроводном транспорте лишь с некоторым до-пущением можно считать благополучным, о чем свидетельствуют много-численные аварии, связанные, в частности, с коррозией, их тяжесть, а, кроме того, возникновение в материале труб многочисленных нарушений целостности, обусловленных коррозионным воздействием.
К концу 80-х годов прошлого столетия стал очевидным факт, свиде-тельствующий о том, что трубопроводный транспорт в нашей стране нуж-дается в переводе на более высокий, по сравнению с существующим, уро-вень надежности и безопасности, в том числе и с точки зрения защиты от коррозии. Данное замечание в равной степени относится как к действую-щим системам трубопроводного транспорта, так и проектируемым, и строящимся.
Статистические данные по системам нефтепроводов акционерной компании «Транснефть» свидетельствует о том, что, на данный момент времени, часть трубопроводной системы со сроком эксплуатации труб бо-лее 25 лет имеет протяженность порядка 21512 км, при этом картина реги-онального и корпоративного распределения, следующая:
— 12 % — Верхневолжский регион;
— 19 % — Черноморский регион;
— 8 % приходится на трансконтинентальный нефтепровод АО «Дружба»;
— 19 % — Транссибирские трубопроводные системы;
— 4 % — трубопроводные системы Центральной Сибири;
— 9% — ОАО «Сибнефтепровод»;
— 22 % — Урало-Сибирские трубопроводные системы;
— 12 % — Северо-Западные;
— 8 % — трубопроводные системы, относящиеся к Приволжскому ре-гиону.
Обеспечение коррозионной надежности трубопроводов, которые проложены от мест расположения основных месторождений нефти и газа в северных и субарктических регионах РФ, является сложной, и, в тоже вре-мя, актуальной задачей, поскольку для данных районов характерны слож-ные с точки зрения коррозионных процессов, природно-климатическими условия. Тысячи километров трасс трубопроводов в этих местностях За-падной Сибири проходят по болотам и обводненным грунтам, имеют пе-ресечение со множеством водоемов (рисунок В.1).

Заключение:

Анализ результатов проведенных вычислительных в рассматривае-мом наиболее характерном диапазоне изменения таких переменных, как диаметр, толщина стенки нефтепровода, а также удельное сопротивление грунта не выявил их существенного влияния на распределение накладыва-емого потенциала, при этом выявлено существенное влияние на распреде-ление накладываемого потенциала таких переменных, как глубина залега-ния трубопровода, удельное электрическое сопротивление материала трубопровода и удельное сопротивление изоляции трубопровода, причем какой в большей степени оптимальную защиту от коррозии МТ определя-ет такие входной параметр, как удельное электрическое сопротивление ма-териала трубопровода, и, соответственно, на этот параметр нужно делать максимальный упор, и брать его во внимание, например, при проектиро-вании нового нефтепровода по определенной местности.

Фрагмент текста работы:

Причины и распределение отказов нефтепроводов в процессе эксплуатации

Основные причины аварий на магистральном трубопроводном транспорте:
1. Внешние силы и повреждения при работах. Эти аварии вызывают-ся внешними силами, которые повреждают или перегружают трубопровод в зоне их действия. Эти силы могут вызываться естественными причинами, такими как оползни, а также строительными работами.
2. Воздействие среды. Эти аварии вызываются дефектами, возника-ющими под воздействием среды на трубопровод. К ним относятся в ос-новном внутренняя или внешняя коррозия и коррозионное растрескива-ние.
3. Дефекты производства. К ним относятся дефекты, возникающие при изготовлении труб и монтаже трубопровода.
4. Ошибки при эксплуатации. Несоблюдение действующих норм и правил эксплуатации систем трубопроводного транспорта, техники без-опасности при ремонте, ошибки оператора и др.
Кроме аварий на действующих магистральных трубопроводах име-ют место повреждения и дефекты (свищи, трещины, механические повре-ждения, коррозия, эрозия и др.), сопровождающиеся утечками транспор-тируемого продукта. Это объясняется тем, что в процессе эксплуатации трубопроводов металл труб, находясь под постоянной и циклической нагрузкой, подвергается естественному и деформационному старению, в структуре металла происходит накопление повреждений, что приводит к изменению механических свойств металла. Статистика закономерно связы-вает аварийные ситуации на магистральных трубопроводах с их «возрас-том».
Разрушение трубопроводов с множеством образования фрагментов (относительно небольших размеров) происходит чаще всего на трубах из сталей с невысокими вязкостными характеристиками (17Г1С, 17Г1СУ). Дальность разлета таких фрагментов для трубопроводов диаметром 7001200 мм (постройки 60-70-х годов) может достигать 200-250 м, а для трубопроводов из труб импортной поставки или отечественных с повы-шенными вязкостными характеристиками — в пределах 150 м.
Анализ причин, вызвавших наибольшее количество аварий на ли-нейной части трубопроводов показывает, что наибольшее количество ава-рий происходит по причине механических повреждений трубопроводов, количество которых за последние гиды увеличилось. Это свидетельствует об ослаблении контроля за охранной зоной газопровода со стороны экс-плуатационного персонала, в том числе и из-за сокращения линейных об-ходчиков, уменьшения численности эксплуатационных служб, необходи-мости обновления предупреждающих знаков, улучшения организации оповещения населения и организаций по трассе прохождения газопровода.
Аварийность по причине коррозии имеет тенденцию к снижению вследствие увеличения объемов капитального ремонта линейной части, по-вышения степени защищенности трубопровода от подземной коррозии средствами электрохимической защиты. В то же время проблема коррозии на трубопроводах остается крайне острой. Отрицательно сказываются на состоянии электрохимической защиты и частые перебои в электроснабже-нии.
Анализ отказов линейной части магистральных трубопроводов (МТ) также показал, что одной из основных причин ее разрушения, является коррозионное растрескивание под напряжением (КРН) труб со стороны внешней, катодно-защищенной поверхности.
Разрушение по причине КРН наблюдались по трубопроводам диа-метром от 700 до 1420 мм. Свыше 90% разрушений трубопроводов с при-знаками КРН наблюдались на трубах диаметром 1020-1420 мм, более 70% разрушений произошло на трубах из стали 17ГС и 17Г1 СУ. Наибольшее число разрушений — более 50% — отмечено на трубах диаметром 1020 мм. Самый высокий процент отказов зафиксирован на «горячих участках» трубопроводов и составляет 51% на расстоянии 10 км от компрессорной станции (КС), 83% — в пределах 20 км от КС. КРН подвергались почти все трубы категории прочности от Х52 до Х70 и в широком диапазоне грун-товых условий, однако более 60% разрушений зафиксировано в грунтах, содержащих известняк. Трещины КРН чаще всего обнаруживаются па опорной части трубопровода, где наиболее вероятно повреждение изоля-ции, скопление воды.