ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы Анализ отказов оборудования и трубопроводов ОГКМ из "Коррозия и защита оборудования сероводородсодержащих нефтегазовых месторождений" Протяженность промысловых трубопроводов ОГКМ превышает 1300 км, металлоемкость технологического оборудования — 70 тыс. т. Опыт эксплуатации оборудования и трубопроводов ОГКМ свидетельствует о том, что, несмотря на комплекс противокоррозионных мероприятий, наблюдаются отказы металлоконстрзпкций, контактирующих с сероводо-родсодержащими средами. Проведение в каждом конкретном случае анализа эксплуатации, причин и вида отказа металлоконструкций позволяет своевременно принять профилактические меры предупреждения коррозионных повреждений и провести необходимые реконструкционные работы. Отказы, происходящие за период эксплуатации ОГКМ с 1974 по 1990 г., группировали согласно виду объекта (скважины, коммуникации, оборудование) и причинам его выхода из строя (табл. 28). Основными причинами отказов НКТ и деталей оборудования является язвенная коррозия фонтанной арматуры и трубопроводов — сероводородное растрескивание крановые узлы выходят из строя из-за потери герметичности. [c.104] Оборудование скважин, как правило, изготовлено из среднеуглеродистых и высоколегированных сталей с пределом текучести выше 500 МПа, соединения НКТ и фонтанной арматуры осуществляется с помощью резьбовых соединений. За время эксплуатации ОГКМ отказы оборудования скважин составили 29,03 % от общего числа разрушений газопромыслового оборудования (см. табл. 28). [c.104] Сероводородное растрескивание муфт НКТ (рис. 10) происходит при отсутствии ингибирования под действием коррозионной среды и высоких растягивающих напряжений, возникающих при затяжке муфт преимущественно в зоне концентраторов напряжений, наносимых на поверхность муфт ключом (рис. И). [c.105] Отказы трубопроводов составляют 11,95 % от общего числа разрушений промысловых металлоконструкций (см. таб. 28) и являются наиболее опасными, так как могут привести к аварийной ситуации и выбросу сероводородсодержащего газа в атмосферу. Сварные соединения промысловых трубопроводов подвержены преимущественно серово- i дородному растрескиванию, при этом наиболее характерными являются следующие разрушения. [c.109] Разрушение монтажного сварного стыка 720 х 22 мм газопровода неочищенного газа УКПГ-9-ОГПЗ после 9 мес эксплуатации. Сварной стык имеет смещение кромок на длине 2/3 периметра до 7 мм и непровар на той же длине до 10 мм, от которого зародилась коррозионная трещина и развилась с выходом на основной металл, длиной 20 мм при ширине раскрытия кромок до 0,5 мм (рис. 21). Сероводородное растрескивание другого сварного стыка на том же газопроводе (рис. 22) также обусловлено дефектами сварного соединения смещение кромок более 2 мм в сочетании с непроваром в корне шва глубиной более 2 мм на длине 500 мм и порами в корневом шве. [c.113] Сероводородное растрескивание монтажного сварного стыка газопровода 720 х 17,2 мм УКПГ-16-ОГПЗ произошло после эксплуатации его менее месяца. Трубопровод сооружен из труб импортной поставки по ТУ-28-40/82 НгЗ, соответствующих категории прочности материала Х46 (см, табл. 2). Очаг разрушения длиной 280 мм находился на металле шва в нижней части трубы (рис. 23). В обе стороны от очага на металле шва наблюдался шевронный узор с выходом в зону термического влияния в верхнюю часть трубы, где произошел пластический долом стыка. В очаге располагаются дефекты сварки непровары, подрезы зоны сплавления, поры общей глубиной до 8 мм, наблюдаются вторичные трещины, которые также зарождаются от дефектов сварки (рис. 23). [c.113] Трещина в сварном шве трубопровода 160 х 15 мм из стали 12Х1МФ, соединяющего скважину с УКПГ, зародилась от коррозионных язв (рис. 27, 28) и развивалась по зоне термического влияния с переходом в металл шва (см. рис. 28). Для предотвращения подобных отказов повышена интенсивность ингибирования обводненных скважин. [c.118] Разрушение трубопровода диаметром 114 мм обвязки одной из скважин ОГКМ произошло в виде сквозной трещины рядом ( 20 мм) со сварным соединением в районе фланца. Структура металла фланца в зоне очага разрушения состоит из грубопластинчатого перлита. Причиной разрушения явилось наличие в корне шва непровара глубиной до 2 мм и длиной 50 мм, а в металле фланца — большого количества оксисульфидов, кроме того, отсутствие термообработки сварного соединения способствовало сохранению остаточных сварочных напряжений и структуры тростита в з.т.в., не обладающего стойкостью против СР. [c.118] Углеродный эквивалент не выше 0,45. Трубы выполнены из нормализованного листа сталь типа 17ГС (С — 0,16 % Si — 0,39 % Мп — 1,44 % Р — 0,018 % S — 0,015 %). Сварка труб проводилась в соответствии с рекомендациями ВНИИСТ поворотных стыков — электродами Гарант , УОНИ 13/55 и проволокой СВ-08ГА под флюсом неповоротных стыков — электродами Гарант и УОНИ 13/55. Изоляция труб битумно-резиновая усиленного типа. Практически с самого начала эксплуатации на газопроводе начали проявляться многочисленные, предположительно коррозионные повреждения в виде растрескивания и свищей на кольцевых сварных стыках труб или в непосредственной близости от них на продольных швах. Выборочные данные по числу коррозионных повреждений на газопроводе Оренбург — Заинек в отдельные годы его эксплуатации приведены в табл. 29. [c.121] Известно [77, 153], что ограничение твердости металла сварного шва является одним из практических методов снижения склонности конкретного материала к СР. Как следует из публикаций [47, 153, 193], на образование трещин в сварном соединении оказывают влияние неоднородность структуры металла, наличие в структуре зон, склонных к растрескиванию, и уровень действующих и остаточных напряжений. Именно в сварных соединениях локализуется большая часть разрушений вследствие СР сварных конструкций. Анализ влияния различных технологических факторов на процесс СР показал, что наиболее неблагоприятное влияние оказывает быстрое охлаждение шва с образованием перлитно-бей-нитной смеси с мартенситом. Стойкость к СР в зоне сварного шва соединения меньше, чем основного металла, не только из-за остаточных напряжений, но и вследствие дефектов сварного шва. Для сталей повышенной прочности характерно СР по шву и зоне термического влияния (ЗТВ), для сталей обычной прочности избирательное разрушение по шву и ЗТВ отмечается лишь при переохлаждении. С увеличением твердости сварных швов склонность их к СР возрастает. [c.122] Исследование стойкости к СР различных видов сварных соединений показало, что наиболее склонны к СР дефектные зоны сварного стыка. Затем следуют участки крупного и мелкого зерна и основного металла вне ЗТВ. Стойкость к СР снижается пропорционально содержанию неотпущенно-го мартенсита в зоне сплавления. Отпуск уменьшает содержание закалочных структур и тем самым снижает склонность к СР. Поскольку коррозионные разрушения на газопроводе Оренбург — Заинек в основном коснулись кольцевых сварных швов, а также продольных в ЗТВ монтажной сварки, интерес представляют причины возникновения повреждений именно в данных местах. [c.122] Поскольку в данном ТП в основном имели место повреждения продольных швов заводского изготовления в узкой ЗТВ от монтажной сварки кольцевых стыков (в то время как вдали от кольцевых стыков повреждения продольных швов практически не наблюдалось), можно заключить, что причиной их разрушения явились дефекты сварки кольцевых швов. Не исключено, что свариваемые концы некоторых труб могли иметь определенные отклонения от требуемых размеров, в связи с чем в процессе сварки приобрели значительные остаточные напряжения, явившиеся причиной растрескивания. Не исключено также, что в процессе сварки концы труб, находившихся в ЗТВ, претерпели частичную закалку, в результате чего прочность и твердость их значительно возросли. Коррозионные повреждения возникли в тех участках сварных швов, которые подверглись термическому воздействию в наибольпГе11 мере и, кроме того, имели исходные дефекты. Наблюдавшиеся в кольцевых швах разрушения, как правило, вызывались крупными дефектами сварки или трещинами в участках перегрева ЗТВ [29]. [c.123] Подавляющее большинство отказов крановых узлов 76,08 % обусловлено потерей герметичности из-за износа уплотнений, которые под действием сероводородсодержащей среды охрупчиваются, теряют эластичность и выкрошиваются. Через 6 — 8 лет эксплуатации кранов для исключения аварийных ситуаций проводят плановые ремонтно-восстановительные работы — вырезают и заменяют их. При потере герметичности крана сероводородсодержащая среда, воздействуя на крепеж (болты, шпильки, винты) крышек и боковых фланцев запорной арматуры, вызывает его сероводородное растрескивание (рис. 29). [c.123] Случаи сероводородного растрескивания корпуса крана (рис. 34) обусловлены металлургическими дефектами в очаге разрушения и прилегающих зонах наблюдается большое количество неметаллических включений, пор, трещиноподобных дефектов (рис. 35). Кроме того, механические испытания образцов из металла корпуса показали, что пластические свойства его более чем в 2 раза ниже требуемых по техническим условиям. [c.127] Причиной СР корпусов шестидюймовых кранов ОГПЗ явилась мартенситная структура, образовавшаяся в области кольцевой наплавки в месте установки уплотнения между крышкой и корпусом крана. Анализ химического состава показал, что наплавка осуществлялась хромистыми электродами, вследствие чего в зоне наплавки образовалась склонная к СР структура мартенсита, тогда как основной металл корпуса имеет ферритоперлитную структуру. [c.128] Самыми многочисленными являются отказы деталей, при этом значительную часть их составляют повреждения манометрических сборок, сборок под предохранительные клапаны (СППК) и патрубков в результате интенсивной язвенной коррозии в основном через 6 — 8 лет эксплуатации. Особенностью эксплуатации деталей является то, что они установлены в тупиковых участках и застойных зонах, где попадание ингибитора к сборкам затруднено, а ингибирование факельных линий не предусмотрено проектом. [c.128] С целью профилактики коррозии на ОГКМ проводится ультразвуковой контроль и гамма-дефектоскопия СППК манометрических сборок и факельных линий, заменяются про-корродировавшие узлы и применяется специальная технолог ГИЯ ингибирования этих конструкций, а также тупиковых участков и застойных зон оборудования и коммуникаций. [c.131] Вернуться к основной статье