Методики диагностирования при проведении экспертизы промышленной безопасности оборудования сероводородсодержащих нефтегазоконденсатных месторождений

Размещено на http://www.allbest.ru/

МЕТОДИКИ ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ЭКСПЕРТИЗЫ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ОБОРУДОВАНИЯ СЕРОВОДОРОДСОДЕРЖАЩИХ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Чирков Ю.А. д.т.н., доцент,

Кушнаренко В.М. д.т.н., профессор,

Клещарева Г.А., к.т.н., доцент

Оренбургский государственный университет

Система диагностического обслуживания представляет собой совокупность средств, объекта и исполнителей, и решает задачи в рамках контроля технологических производственных процессов, обеспечения промышленной безопасности. Процесс технического диагностирования базируется на проведении работ квалифицированным исполнителем - диагностической организацией с использованием аттестованного оборудования и средств неразрушающего контроля на основе нормативной документации и аттестованных технологиях проведения диагностического контроля.

Оценка нормативного обеспечения технического диагностирования объектов добычи газа и их структурных элементов свидетельствует о том, что в настоящее время многие нормативные документы устарели и требуют переработки с учетом Федеральных законов и вновь введенных нормативных документов ПАО «Газпром», а на ряд объектов нормативная документация по техническому диагностированию отсутствует.

В связи с этим возникает задача разработки новых организационно-методических подходов к проведению диагностирования, а также экспертизы промышленной безопасности технологического оборудования объектов добычи газа на основе анализа и обобщения накопленного многолетнего опыта проведения этих работ, современных методологических основ и научно-технических разработок в области диагностирования и оценки технического состояния нефтегазового оборудования.

Методические принципы реализации указанных направлений, ориентированных на снижение и оптимизацию простоев оборудования объектов добычи газа при проведении диагностирования и ремонта, отражены в нормативных документах системы стандартизации, разработанных специалистами ПАО «Газпром», ООО «Газпром ВНИИГАЗ» и АНО «Технопарк ОГУ» [1].

Разработка стандарта СТО Газпром 2-2.3-975-2015 «Правила контроля материалов и оборудования, применяемых на объектах добычи сероводородсодержащих газа, конденсата, нефти, при приемке в эксплуатацию» обусловлена необходимостью исключения фактов поставки материалов и оборудования с конструктивными недоработками и заводскими дефектами, а также использования некачественных материалов для изготовления оборудования и представления технической документации, не отвечающей нормативным требованиям. Стандарт устанавливает порядок, объем, виды работ при контроле оборудования, труб, арматуры, соединительных деталей, крепежа и материалов (поковки и прокат), применяемых при строительстве, реконструкции и ремонте объектов добычи сероводородсодержащих газа, конденсата, нефти. Входной контроль осуществляют по параметрам и методам, установленным в НД на контролируемые материалы и оборудование, договорах на их поставку.

Анализ опыта, результатов и совершенствование методов и организации проведения диагностического обслуживания объектов добычи газа, с учетом единых унифицированных требований, позволили разработать, ниже представленные, СТО Газпром по методикам обследования и диагностирования объектов добычи сероводородсодержащих газа, конденсата, нефти.

Разработанный СТО Газпром 2-2.3-928-2015 «Диагностическое обслуживание объектов добычи газа. Организация диагностического обслуживания технологического оборудования и трубопроводов объектов добычи газа ОАО «Газпром». Основные положения» направлен на совершенствование нормативных документов по организации и проведению работ по диагностированию и экспертизе промышленной безопасности технологического оборудования и трубопроводов объектов добычи газа. Стандарт определяет основные положения по организации диагностического обслуживания, устанавливает требования к видам диагностических работ, порядку планирования и выполнения работ, оформлению и сдаче отчетной документации, формированию диагностической информации, организации базы данных, сбору, хранению и представлению информации по результатам диагностирования и контролю качества проведения работ.

СТО Газпром 2-2.3-929-2015 «Диагностическое обслуживание объектов добычи газа. Правила обследования и диагностирования технического состояния технологического оборудования объектов добычи сероводородсодержащих газа, конденсата, нефти» разработан для определения организационно-методических положений по контролю и диагностированию технического состояния технологического оборудования, включая проведение экспертизы промышленной безопасности объектов добычи газа, конденсата и нефти, содержащих сероводород и подверженных воздействию сероводородсодержащих сред. В стандарте определены организационно-методические положения по контролю и диагностированию технического состояния технологического оборудования, позволяющие выявлять дефекты и сероводородные повреждения металла, контролировать значения и закономерности изменения параметров дефектов и повреждений металла, определять критерии их оценки с учетом специфики их образования и развития при длительной эксплуатации, а также требования к оценке и обеспечению достоверности контроля состояния и работоспособности технологического оборудования. Контроль осуществляют организации, имеющие аттестованные лаборатории разрушающих (механических, коррозионных, металлографических) и других видов испытаний, и неразрушающего контроля, а также лицензию на осуществление деятельности по проведению экспертизы промышленной безопасности технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте.

Для определения порядка проведения технического диагностирования фонтанных арматур скважин, а также запорной, регулирующей и предохранительной арматуры объектов добычи сероводородсодержащих газа, конденсата, нефти ПАО «Газпром» разработаны следующие стандарты:

- СТО Газпром 2-2.3-931-2015 «Диагностическое обслуживание объектов добычи газа. Методика обследования и диагностирования технического состояния фонтанных арматур скважин объектов добычи сероводородсодержащих газа, конденсата, нефти»;

- СТО Газпром 2-2.3-937-2015 «Диагностическое обслуживание объектов добычи газа. Методика обследования и диагностирования технического состояния запорной, регулирующей и предохранительной арматуры объектов добычи сероводородсодержащих газа, конденсата, нефти».

Данные стандарты устанавливают методические принципы контроля технического состояния и оценки работоспособности фонтанных арматур скважин, а также запорной, регулирующей и предохранительной арматуры объектов добычи сероводородсодержащих газа, конденсата, нефти, обеспечивающие возможность учета особенностей его конструкции, условий эксплуатации и специфики повреждаемости.

На основе единых унифицированных требований были также впервые разработаны методики:

- СТО Газпром 2-2.3-949-2015 «Диагностическое обслуживание объектов добычи газа. Методика обследования и диагностирования технического состояния промысловых трубопроводов объектов добычи сероводородсодержащих газа, конденсата, нефти»;

- СТО Газпром 2-2.3-933-2015 «Диагностическое обслуживание объектов добычи газа. Методика обследования и диагностирования технического состояния технологических трубопроводов объектов добычи сероводородсодержащих газа, конденсата, нефти»;

- СТО Газпром 2-2.3-930-2015 «Диагностическое обслуживание объектов добычи газа. Методика обследования и диагностирования технического состояния соединительных трубопроводов объектов добычи сероводородсодержащих газа, конденсата, нефти».

В стандартах приведены обоснования оценки достоверности выборочного контроля технического состояния трубопроводов в доступных местах и в шурфах. Рассмотрены основные факторы, влияющие на достоверность контроля при техническом диагностировании трубопроводов. Определена требуемая точность контроля основными методами неразрушающего контроля, применяемых при оценке состояния и работоспособности трубопроводов. Даны требования по снижению погрешностей, оказывающих влияние на достоверность контроля элементов трубопроводов и повышения выявляемости контроля параметров повреждений средствами технического диагностирования.

Приведена информация по выбору методов, технических средств и алгоритмов внутритрубного обследования, контроля состояния металла надземной части и подземной части трубопроводов в шурфах. Приведен комплекс основных и дополнительных методов неразрушающего контроля трубопроводов. Выполнено обоснование методов и алгоритмов определения периодичности обследования, сроков проведения ремонтов и замен участков трубопроводов с повреждениями изоляции и металла стенки.

Обоснованы методы и представлены алгоритмы оптимального планирования объемов работ по диагностированию и ремонту трубопроводов из условия минимизации затрат и обеспечения критериев работоспособности.

Для обследования и диагностирования технического состояния сосудов, работающих под давлением, аппаратов воздушного охлаждения, а также насосного и компрессорного оборудования объектов добычи газа разработаны следующие стандарты:

- СТО Газпром 2-2.3-943-2015 «Диагностическое обслуживание объектов добычи газа. Методика обследования и диагностирования технического состояния сосудов, работающих под давлением, объектов добычи сероводородсодержащих газа, конденсата, нефти»;

- СТО Газпром 2-2.3-941-2015 «Диагностическое обслуживание объектов добычи газа. Методика обследования и диагностирования технического состояния аппаратов воздушного охлаждения объектов добычи сероводородсодержащих газа, конденсата, нефти».

- СТО Газпром 2-2.3-950-2015 «Диагностическое обслуживание объектов добычи газа. Методика обследования и диагностирования технического состояния насосного и компрессорного оборудования объектов добычи сероводородсодержащих газа, конденсата, нефти и трубопроводов их обвязки».

Стандарты содержат основные требования, касающиеся: анализа параметров конструкции и материального исполнения объектов контроля; состава и объема работ по техническому диагностированию объектов контроля; анализа технической документации; контроля параметров эксплуатационного нагрузочного режима работы объекта; программ технического диагностирования объектов контроля; методов и средств контроля технического состояния, оценки потенциальной опасности дефектов и повреждений; испытания на прочность и плотность; параметров и критериев технического состояния объектов контроля; методов и алгоритмов оценки работоспособности, прогнозирования срока службы и определения и сроков продления эксплуатации объектов контроля; методов определения перечня и сроков проведения мероприятий по коррекции состояния объектов контроля; оформления результатов технического диагностирования.

В стандартах также приведены типовые программы, в которых представлены объемы и методы диагностирования трубопроводов; аппаратов воздушного охлаждения (АВО); насосного и компрессорного оборудования (НКО); сосудов, а также формы Актов и протоколов при диагностировании трубопроводов и оборудования сероводородсодержащих месторождений.

Периодичность диагностического обследования объектов, отработавших установленный проектной документацией расчетный срок службы, определяют результатами предыдущих экспертиз промышленной безопасности и проводят в объеме, устанавливаемым разрабатываемой специализированной диагностической организацией программой технического диагностирования.

Рисунок - 1. Алгоритм диагностирования объекта

Результаты диагностирования позволяют оценить определяющие параметры технического состояния, изменяющиеся в процессе эксплуатации объекта и определить остаточный срок службы.

Определяющими параметрами технического состояния объекта являются: трещины в основном металле и сварных соединениях; дефекты в сварных соединениях; несплошности или расслоения в основном металле; утонение стенки элементов диагностируемого объекта вследствие коррозии, эрозии или механических повреждений; степень изменения свойств металла элементов объекта; деформация элементов объекта; твердость металла элементов объекта; коэффициент запаса прочности, учитывающий дефектность элементов объекта; изменение свойств материала элементов объекта, цикличность нагрузки в процессе эксплуатации объекта. Эксплуатация трубопроводов и оборудования сероводородсодержащих месторождений, содержащих трещины не допускается.

Оценка потенциальной опасности дефектных элементов диагностируемого объекта проводится по изменению коэффициента запаса прочности, который определяется по модифицированной методике стандарта B31G [2-5]. Состояние дефектного элемента конструкции характеризуется тремя видами: неопасное, потенциально опасное, опасное.

Опасные дефекты требуют ремонта в кратчайшие сроки. Для трубопроводов, контактирующих с сероводородсодержащими средами, опасными являются локальные поверхностные дефекты с остаточной толщиной стенки менее 40 % от расчетной толщины стенки и с запасом прочности относительно разрушающего давления менее, чем для потенциально опасных дефектов.

Потенциально опасные дефекты - не входят в категорию опасных, однако размеры которых оставляют остаточную толщину стенки объекта менее расчетной толщины стенки t_р и коэффициент запаса прочности N₁ меньше не более, чем на 20 % проектного N_доп. Эти дефектные участки должны периодически обследоваться и ремонтироваться до их перехода в опасные.

Неопасные дефекты - не снижают несущей способности конструкции ниже расчетной, остаточная толщина стенки оболочковой конструкции равна или больше отбраковочной толщины стенки t_от (расчетной толщины стенки t_р). К ним относятся поверхностные дефекты металла, допустимые требованиями нормативных документов, а также внутренние металлургические и другие нетрещиноподобные дефекты. Коэффициент запаса прочности N₁ не менее, чем проектный N_доп.

Коэффициент запаса прочности N₁ дефектного элемента объекта, вычисляется по формуле:

N₁ = Р_раз /Р_раб., (1)

Потенциальная опасность дефектного участка сосуда, изготовленного из стали класса прочности до К42 и твердостью до 229 НВ, контактирующего с сероводородсодержащими средами, оценивается по значению коэффициента запаса прочности:

- для опасных дефектов N₁ 0,8·N_доп +0,2;

- для потенциально опасных 0,8·N_доп +0,2< N₁ <N_доп;

- для неопасных дефектов N₁ N_доп.

Наряду с методикой определения остаточного ресурса по изменению коэффициента запаса прочности для трубопроводов диаметром до 219 мм необходимо учитывать изменение толщины стенки:

- для опасных дефектов N₁<N_доп, при {t<t_от; t<0,6t_р};

- для потенциально опасных N₁N_доп, при {t_от t<t_от+С; 0,6t_рt<0,6t_р+ С };

- для неопасных дефектов N₁>N_доп,при{t_от+Сt; 0,6t_р+ С t }.

Экспресс-оценку прочности дефектных участков трубопроводов проводят по графикам, ограничивающие размеры дефектов и позволяющие осуществлять классификацию потенциальной опасности дефектных элементов объектов в зависимости от области их расположения на графиках и принимать оперативные решения о мерах по дальнейшей эксплуатации (рисунок 2).

Рисунок 2 - Алгоритм оценки потенциальной опасности нетрещиноподобных дефектов и определения остаточного ресурса промыслового трубопровода Ш114х11 мм (Р=13 МПа, у_т=290 МПа, ув=415 МПа), транспортирующего сероводородсодержащие среды

сероводородсодержащий газ нефть трубопровод

Разработанные и введенные в действие рассмотренные нормативные документы системы стандартизации ПАО «Газпром» определяют систему организации обследования и оценки технического состояния технологического оборудования и трубопроводов на объектах добычи газа, подверженных воздействию сероводородсодержащих сред направленную на обеспечение безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения. Разработанный комплекс стандартов позволяет в достаточной мере систематизировать и оптимизировать мероприятия по диагностированию трубопроводов и оборудования объектов добычи газа, продлить срок надежной эксплуатации, следовательно, сэкономить средства за счет исключения необоснованной или преждевременной замены оборудования.

Список литературы

1. Филиппов А.Г., Ерехинский Б.А., Вялых И.Л., Кушнаренко В.М., Чирков Ю.А. Современные методики диагностирования трубопроводов и оборудования сероводородсодержащих нефтегазоконденсатных месторождений // ХI Международная научно-техническая конференция «Диагностика оборудования и трубопроводов, подверженных воздействию сероводородсодержащих сред» (г. Оренбург, 15-18 ноября 2016 г.). - М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2017. - С.63-74.

2. Стандарт американского общества инженеров-механиков ASMEB31G-2009. Руководство по определению остаточной прочности корродированных трубопроводов (Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines).

3. СТО 0-03-22-2008. Стандарт организации по технической и безопасной эксплуатации газопроводов неочищенного сероводородсодержащего газа и конденсатопроводов нестабильного конденсата. - Оренбург: ООО «Газпром добыча Оренбург», 2008. - 187 с.

4. Чирков Ю.А., Кушнаренко В.М., Пятаев А.Е., Щепинов Д.Н. Оценка потенциальной опасности дефектов промысловых трубопроводов, контактирующих с сероводородсодержащими нефтегазовыми средами // Х Международная научно-техническая конференция «Диагностика оборудования и трубопроводов, подверженных воздействию сероводородсодержащих сред» (г. Оренбург, 11-14 ноября 2014 г.). - М.: Издательский центр РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2015. - С.50-54.

5. Бауэр А.А., Кушнаренко В.М., Пятаев А.Е., Чирков Ю.А., Щепинов Д.Н. Надежность трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие нефтегазовые среды/ // г. Оренбург, «ОренПечать», 2015г.- 506с. - ISBN 978-5-600-01163-3.

Размещено на Allbest.ru