К 55-летию Тюменского государственного нефтегазового университета (стр. 21 )

Рис. 4. Зависимость скорости диссоциации от степени недосыщения

На рис. 5а показана микрофотография, полученная с помощью оптического микроскопа эмульсии в начальный момент диссоциации, на которой можно увидеть белые включения газогидрата в эмульсии. Микрофотография (см. рис. 5б) получена на капле воды по истечении 40 минут после начала диссоциации в этих условиях. На них хорошо видны пузырьки газа диаметром от 200 до 60 микрометров. Пузырьки – центры кристаллизации газогидрата сохраняют стабильность в течение нескольких часов.

а б

Рис. 5. Микрофотографии эмульсии с объемной концентрацией воды 25%

при диссоциации газогидрата при комнатной температуре и атмосферном давлении, полученные с помощью оптического микроскопа:

а – в начале процесса, б - по истечении 40 минут

Эффект вытеснения воды из эмульсии. После нескольких циклов подкачки давления при постоянной температуре, равной 20С, а затем, после снижения температуры в реакторе до –100С при давлении 4 атмосферы, нами обнаружен рост газогидрата при этих условиях, который сопровождается эффектом вытеснения воды из эмульсии в газогидратной фазе. Фотографии на рис. 6 иллюстрируют этот эффект. Газогидрат заполнил почти весь объем реактора (см. рис. 6 а). Хорошо видна белая «шапка» выделившегося из эмульсии газогидрата (см. рис. 6 б).

После отделения газогидрата и выдерживания оставшейся в кювете нефти при атмосферном давлении и комнатной температуре в течение часа до полной диссоциации оставшегося в эмульсии газогидрата и выделения газа из нефти, определялось объемное содержание оставшейся воды в нефти теплохимическим методом [10], которое при данном термобарическом режиме составляло менее 5% (при начальным содержанием
воды — 75%).

а)

б)

Рис. 6. Фотографии газогидрата с объемным содержанием воды 75%,

иллюстрирующие эффект вытеснения воды в газогидратной форме

Обнаруженный нами эффект вытеснения воды объясняется, по-видимому, тем, что при быстром снижении температуры, газ в реакторе при давлении 4 атм. достигает температуры кипения пропана, происходит выделение газа из эмульсии, который захватывает молекулы воды, перенося их к поверхности, при этом происходит интенсивный рост газогидрата на поверхности эмульсии и стенках реактора. Давление в реакторе уменьшается из-за газогидратообразования и достигает равновесного значения — 1,2 атм., что согласуется с кривой равновесия газогидрата пропана при температуре –100С. Схема реализуемого нами термобарического режима, при котором данный эффект наблюдается, показана на рис. 7.

Рис. 7. Кривая фазового равновесия гидрата пропана:

стрелками показан ход эксперимента (I – циклы подкачки при 2 0С,II – понижение

температуры до пересечения с кривой сжижения газа, III – дальнейшее понижение

температуры и движение по кривой кипения, IV – стадия роста гидрата из льда)

Выводы

Обнаруженный нами эффект можно рассматривать как элемент новой газогидратной технологии, позволяющей провести предварительную деэмульгацию нефти и одновременно утилизировать попутный нефтяной газ, путем его газогидратации. Учитывая также малый индукционный период образования газогидрата в эмульсии, применение такой «двойной» технологии увеличит экономическую рентабельность данного способа утилизации нефтяного газа.

Список литературы

1. Соловьёв газовые гидраты как потенциальное полезное ископаемое. // Российский химический журнал, т. 48, №3, 2003.– С. 59-69.

2. , , Родионова гидраты: исторический экскурс, современное состояние, перспективы исследований // Российский химический журнал. т. 48. №– С. 5-18.

3. Бык C. Ш., , Фомина гидраты. – М.: Недра, 1980. – 296 с.

4. Макогон газовые гидраты: распространение, модели образования, ресурсы. // Российский химический журнал, т. 48, №3, 2003. – С.70-79.

5. , Якушев B. C. Газовые гидраты в природных условиях. – М.: Недра, 1992. – 236 с.

6. J. Boxall, D. Greaves, J. Mulligan. Gas hydrate formation and dissociation from water-in oil emulsions. Proceedings of the 6th International Conference on Gas Hydrates (ICGH 2008), Vancouver, British Columbia, CANADA, July. 2008.

7. E. D. Sloan, C. A. Koh, A. K. Sum, A. L. Ballard, G. J. Shoup, N. McMullen, J. L. Creek, and T. Palermo. Hydrates: State of the Art Inside and Outside Flowlines. JPT • DECEMBER. 2009.

8. , , нефтегазового дела. – М.: Недра, 2003.

9. , , и др. Экспериментальное исследование газогидратообразования пропан-бутановой смеси. Вестник ТюмГУ.№6. 2009. – С.73-82.

Сведения об авторах

, к. ф.-м. н., доцент кафедры «Механика многофазных систем», Тюменский государственный университет, , e-mail: [e-mail]

, аспирант кафедры «Механика многофазовых систем», Тюменский государственный университет, , e-mail: [e-mail]

Shirshova A. V., Candidate of Sciences in Physics and Mathematics, associate professor of the chair «Mechanics of multiphase systems», Tyumen State University, phone: , e-mail: *****@***com

Dan’ko M. Yu., post graduate student of chair «Mechanics of multiphase systems», Tyumen State University, phone: 3-74, e-mail: *****@***ru

_______________________________________________________________________________________

УДК 621.646; 669.017

Изменение структуры и свойств низколегированных трубных сталей после длительной эксплуатации

A CHANGE IN STRUCTURE AND PROPERTIES OF LOW-ALLOY PIPE STEELS AFTER

A LONG-TERM EXPLOITATION

, ,

V. V. Nassonov, O. V. Balina, L. N. Nassonova

Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень

Ключевые слова: диагностика, промысловые трубопроводы, низколегированные трубные

стали, микроструктура, механические свойства

Key words: diagnostics, field pipelines, low-alloy pipe steels, microstructure, mechanical properties

В настоящее время актуальной является задача определения возможности продления срока безопасной эксплуатации нефтегазовых объектов после исчерпания назначенного ресурса. К числу важнейших характеристик состояния технического устройства, определяющих срок его эксплуатации, относятся структура и свойства материала.

Во многих работах по данной проблеме [1–5] приводятся сведения о деградации материала магистральных трубопроводов после длительной эксплуатации, где отмечается изменение структуры и механических свойств и, в наибольшей степени, ударной вязкости. Однако в ряде случаев отсутствие статистических данных, учитывающих вариацию механических свойств и в том числе ударную вязкость, не позволяет достоверно оценить качество материала и возможный срок эксплуатации объекта [6].

В статье представлены результаты экспертного обследования шлейфов и метанолопроводов газовых скважин (250 км трубопроводов), эксплуатируемых в субполярной климатической зоне. Работы по определению возможности продления срока безопасной эксплуатации технических устройств выполнены в соответствии с действующими нормативными документами Минприроды РФ.

Обследованные трубопроводы проложены надземно, смонтированы с использованием ручной электродуговой сварки из труб (сталь 09Г2С и 10Г2С1) и введены в эксплуатацию в гг. В настоящее время скважины эксплуатируются в условиях снижения пластового давления, соответственно снижено давление и в шлейфах скважины до 4,0 МПа (проектное расчетное давление — 20 МПа, рабочее — 12,5 МПа; рабочая среда — газ, газовый конденсат, метанол).

Исследования проводились в полевых и лабораторных условиях с использованием приборов: ультразвуковой толщиномер 26 МG; утразвуковой дефектоскоп УД 9812; постоянный магнит МДС-3; ручной лазерный дальномер DISTOA 3; твердомеры УЗИТ-2М, INDENTEC 6030 LKV, ПМТ-3; оптический микроскоп МЕТАМ ЛВ-31; растровый электронный микроскоп-микроанализатор JED-2300; коэрцитиметр К-61; спектрометр ДФС-71. Статистическую обработку результатов измерений выполняли с использованием программ SPSS-3.1 и REGRESS-2.

Состав материала образцов, вырезанных из трубопроводов для исследований, приведен в табл.1.

Таблица 1

Состав материала образцов труб

Объект	Химический состав (массовая доля элементов), %
С	Si	Mn	S / P	Сr	Ni	Cu	N	As
ГОСТ	10Г2С1	≤ 0,12	0,8-1,1	1,3-1,65	≤ 0,04 / 0,035	≤ 0,30	≤ 0,30	≤ 0,30	≤ 0,008	≤ 0,08
09Г2С	≤ 0,12	0,5-0,8	1,3-1,7	≤ 0,04 / 0,035	≤ 0,30	≤ 0,30	≤ 0,30	≤ 0,008	≤ 0,08
Труба	Æ 159	0,08	0,82	1,54	0,006 / 0,01	0,032	0,18	0,08	0,006	0,02
Æ 114	0,09	1,10	1,46	0,006 / 0,02	0,020	0,12	0,18	0,005	0,02
Æ 57	0,09	0,54	1,62	0,03 / 0,02	0,026	0,22	0,20	0,004	0,03

По составу образцы соответствуют сталям 09Г2С и 10Г2С1 (ГОСТ ).

По результатам визуального и измерительного контроля дефектов основного металла и сварных соединений трубопровода не обнаружено.

Проведена ультразвуковая дефектоскопия. Сварные соединения для контроля определялись по результатам ВИК. В проконтролированных сварных соединениях недопустимые дефекты не обнаружены.

Магнитопорошковая дефектоскопия (МПД) проводилась для обнаружения невидимых или слабовидимых невооруженным глазом несплошностей металла трубопровода, выходящих на контролируемую поверхность. По результатам МПД трубопроводов видимых дефектов (следов индикации) не обнаружено.

По результатам ультразвуковой толщинометрии отбракованы 120 м метанолопровода. Для остальных метанолопроводов Æ 57 х 5 утонение стенок из-за коррозии описывается нормальным законом, среднее значение 0,966 мм, среднеквадратичное отклонение 0,15 мм. Для шлейфов Æ 114 х 8 (10, 12) среднее утонение стенки равно 0,28 мм при среднеквадратичном отклонении 0,12 мм. Для шлейфов Æ 159 х 7 (8; 10) утонение стенок из-за коррозии неоднородно: для большинства шлейфов среднее значение — 0,22 мм при среднеквадратичном отклонении 0,13 мм. Для части шлейфов 1,1 мм при среднеквадратичном отклонении 0,42 мм. Зависимости между величиной утонения стенок шлейфов Æ 159 и эксплуатационными факторами не установлено.

Измерение коэрцитивной силы (Нс) не выявили неоднородности магнитных свойств в основном металле. В зонах термического влияния сварных швов наблюдается характерное увеличение значения Нс. Среднее значение Нс. основного метала — 592 А/м при среднеквадратичном отклонении 75, в зоне термического влияния — 712 А/м при среднеквадратичном отклонении 92.

Для оценки механических свойств металла, сварных соединений и изменения их свойств в процессе эксплуатации, проведены измерения твердости на основных элементах трубопровода и испытания на ударный изгиб.

По результатам контроля установлено, что значения твердости обследованных трубопроводов и вырезанных образцов (табл. 2) находятся в допустимом диапазоне, установленном ГОСТ 8733-87.

Измерения твердости основного металла (ОМ) и зоны термического влияния (ЗТВ) проводили в полевых условиях (обследовано 250 км трубопроводов), а также в лабораторных условиях на образцах, вырезанных из труб Æ 159, 114 и 57 мм.

Таблица 2

Результаты измерения твердости