Ключевые слова: подводные промысловые трубопроводы, безопасность, надежность, живучесть, риск, барьеры безопасности, метод Монте-Карло, коррозия.
Подводные промысловые трубопроводы (ППТ) являются важным элементом морского нефтегазового промысла, обеспечивая в его пределах сбор и транспортировку продукции скважин. Их протяженность зависит от вида обустройства морского месторождения. При подводном обустройстве общая длина промысловых трубопроводов может достигать более 100 км [1].
От магистральных подводных трубопроводов они отличаются:
- по назначению, обеспечивая транспорт всей продукции скважин до объектов подготовки и отгрузки углеводородов потребителям;
- по технологии транспорта – при многофазном состоянии транспортируемой среды [2];
- по нагрузкам и воздействиям, которые включают такие процессы, как пробкообразование, гидратообразование, АСПО, образование эмульсий, повышенная коррозия, связанная с наличием агрессивных компонентов в потоке (CO2, H2S), и др.
Между тем следует отметить, что часть нагрузок и воздействий для магистральных и промысловых трубопроводов являются практически одинаковыми. К ним следует отнести рабочее давление, а также внешние воздействия – подводные течения, падение предметов, зацепы тралов и якорей и др.
В настоящее время основным свойством подводной трубопроводной системы, определяющим ее эксплуатационную безопасность, является надежность. Данное свойство формулируется как возможность объекта сохранять во времени в установленных пределах значения всех параметров, которые характеризуют его способность выполнять требуемые функции в проектных режимах и условиях применения [3].
Для его описания используются такие показатели, как безотказность, долговечность, ремонтопригодность и др.
Данные показатели определяются на стадии проекта на основании утвержденных исходных данных и, по сути дела, являются критериями безопасной эксплуатации технического объекта, в нашем случае – ППТ.
Живучесть как свойство подводных промысловых трубопроводов
Однако, как показывает детальный анализ перечисленных выше возможных нагрузок и воздействий на подводный промысловый трубопровод, не все из них могут быть учтены в полной мере, а некоторые, в силу своей неопределенности, не учитываются вообще.
Из внешних нагрузок и воздействий к ним относятся:
- Случайные события, например, падение различных предметов, зацепы тралов или якорей и др. (в проекте учитываются недостаточно) [1];
- Временные процессы, такие как неустойчивость грунта, воздействие течений (наносы или образование провисов трубопровода из-за вымывания грунта, а также отклонения трубопровода от проектного положения), повышенная коррозионная активность морской воды, биообрастание внешней поверхности и т.д. (в проекте не учитываются);
- Несанкционированные воздействия третьих лиц (террористические акты) (в проекте не учитываются).
Из внутренних нагрузок и воздействий к ним следует отнести:
- Коррозию (возможны запроектные значения ее скорости) [4];
- Фазовые изменения в транспортируемом потоке (пробкообразование, гидратообразование, АСПО и солеотложение на внутренней поверхности трубопровода); (возможны запроектные значения параметров) [5];
- Гидравлические удары, нарушение целостности трубопровода из-за дефектов стенок трубы или сварного шва (в проекте не учитывается);
- Эрозия (в проекте не учитывается).
Отмеченные выше неопределенности при учете фактических нагрузок и воздействий, а также многофакторность реальных процессов, происходящих при движении многофазной продукции скважин в переменных термобарических условиях, не позволяют в рамках теории надежности определить фактический остаточный ресурс трубопровода в различные периоды его эксплуатации. Статистика аварий на подводных трубопроводах показывает, что большинство инцидентов (более 80 %) связаны с факторами, которые либо не полностью, либо вообще не учитываются в проекте (коррозия, внешние механические воздействия, шторма и размывы дна) (рис. 1).
РИСУНОК 1. Статистика аварий на подводных трубопроводах
В этом случае необходимо использовать такое свойство сложных технических систем, как «живучесть» [6], которое характеризует способность трубопровода противостоять нагрузкам и воздействиям различной природы, параметры которых превосходят проектные значения или не учитываются в проекте, а также способность сохранять и восстанавливать в возможной степени свои функциональные возможности при каких-либо повреждениях и для его описания используются такие показатели, как:
Сопротивляемость повреждениям – свойство, характеризующее способность трубопровода противостоять повреждающим воздействиям аварий, в максимально возможной степени ограничивая размеры повреждений.
Восстанавливаемость – свойство, характеризующее способность трубопровода восстанавливать свои функциональные возможности после их утраты в процессе аварии за время, не приводящее к срыву решаемой задачи.
Адаптивность к повреждениям – свойство, характеризующее способность трубопровода решать поставленные функциональные задачи на уровне не ниже минимально допустимого в условиях полученных повреждений.
Таким образом, величина живучести определяет вероятность отказа технической системы в условиях действия запроектных нагрузок [7, 8].
В рамках теории живучести в настоящее время широко используется методология «барьеров безопасности», применение которой позволяет с учетом фактических нагрузок обеспечить необходимый уровень живучести технического объекта [9, 10, 11]. Барьер безопасности можно рассматривать как коэффициент запаса по живучести данного технического объекта.
Учитывая, что как сами запроектные воздействия, так и их результат являются случайными величинами, величина живучести должна определяться в рамках вероятностного анализа:
(1)
где: P(Hi) = P(D1|HI) + P(D0|Hi) – вероятность запроектного воздействия Нi; P(D1|Hi) – вероятность сохранения рабочего состояния; P(D0|Hi) – вероятность наступления предельного состояния.
Предельные состояния определяются как состояния, при которых трубопровод перестает удовлетворять заданным эксплуатационным требованиям.
Предельные состояния для трубопровода подразделяются на две группы.
Первая группа включает предельные состояния, которые ведут к полной непригодности к эксплуатации трубопровода. Они характеризуются: разрушениями любого характера (например, пластическим, хрупким, усталостным); сквозной коррозией стенки трубы (толщина стенки трубы hобщ. = 0); потерей устойчивости пространственного положения трубопровода, приводящей к полной непригодности к эксплуатации; потерей устойчивости положения опорных оснований трубопроводных конструкций и манифольдов; качественным изменением конфигурации прокладки по дну; другими явлениями, при которых возникает необходимость прекращения эксплуатации.
Вторая группа предельных состояний (по эксплуатационной пригодности) включает предельные состояния, затрудняющие нормальную эксплуатацию трубопровода или уменьшающие его эксплуатационные показатели по сравнению с предусмотренными проектом. Эти предельные состояния можно определить как функциональные предельные состояния. Они характеризуются, например, предельным уровнем колебаний провисающих подводных участков трубопровода; значительным внешним биообрастанием как самого трубопровода, так и его технологических конструкций (манифольдов, опорных оснований и т.д.), во внутренней полости трубопровода – потерей припуска на коррозию (hкор. = 0), развитием процессов гидратообразования, парафиноотложений, эрозии, неравномерным распределением газовой и жидкой фаз по трассе, приводящим к осложнениям в эксплуатации, при которых возникает необходимость временного снижения эксплуатационных показателей (рабочего давления, расхода и др.).
Живучесть подводного промыслового трубопровода в условиях воздействия углекислой коррозии
Проведем на примере влияния внутренней коррозии оценку живучести промысловых подводных трубопроводов. Как было отмечено выше, коррозия является основным фактором аварий на подводных трубопроводах. При проектировании промысловых трубопроводных систем для месторождений, в составе продукции которых содержатся агрессивные компоненты, такие как СО2, толщина стенки трубопровода устанавливается с учетом припуска на коррозию.
Например, для Киринского ГКМ, которое является первым месторождением в РФ с подводным видом обустройства (рис. 2), при содержании в скважинной продукции СО2 = 0,23 % моль в проекте припуск на коррозию для трубопроводов-шлейфов был принят 5,3 мм, а для трубопроводов-коллекторов – 4,0 мм. С учетом срока эксплуатации месторождения 30 лет, средняя скорость коррозии должна составлять для трубопроводов-шлейфов – 0,18 мм/год и для трубопроводов-коллекторов – 0,13 мм/год [12]
РИСУНОК 2. Подводный добычной комплекс Киринского ГКМ
Как известно [13], скорость углекислой коррозии зависит не только от парциального содержания СО2 в продукции скважин, но и от температуры потока. В подводных промысловых трубопроводах температура потока меняется в очень широких пределах (от 70 до 4 оС) и зависит от расстояния до устья скважины (рис. 3). На рисунке показан участок трубопроводной системы, на котором происходит изменение температуры потока за счет теплообмена с окружающей средой (морской водой). Общая длина внутрипромысловой системы, включая подводную и сухопутную части, составляет более 40 км.
Средняя скорость углекислой vк коррозии рассчитывалась по уравнению Де-Варда- Миллиамса [13]:
(2)
где: vкор – скорость коррозии, мм/год; α – эффективность ингибитора коррозии, %; t – температура потока, оС; РСО2 – парциальное давление СО2, атм.
РИСУНОК 3. Распределение температуры потока по трассе промысловых трубопроводов на Киринском ГКМ
При рассмотрении коррозионной агрессивности среды в промысловых трубопроводах, транспортирующих водо-газоконденсатные потоки в условиях повышенного содержания СО2, следует учитывать, что усиленная коррозия может развиваться в нижней части трубы при скоплении влаги (bottom-of-line corrosion, BOL); в верхней части трубы при конденсации влаги (top-of-line corrosion, TOL) или в местах скопления влаги (сварные швы, нижние точки трубопровода по трассе и др.). Это так называемая локальная коррозия, скорость которой может существенно превышать среднюю (проектную). На рисунке 4 показаны результаты коррозионных испытаний по определению общей и локальных скоростей коррозии для основного металла и сварного шва [4], которые показывают значительное превышение локальных скоростей над средней.
Таким образом, интенсивность коррозионных повреждений внутренней поверхности отдельных участков ППТ зависит от:
- местоположения участка трубопровода во внутрипромысловой сети (распределение температуры потока);
- парциального давления СО2;
- количества конденсационной влаги на данном участке, которое зависит от режима течения многофазного потока.
Поэтому фактический остаточный ресурс трубопровода должен определяться не по средней (проектной) скорости коррозии в рамках теории надежности, а с учетом фактических локальных скоростей коррозии, распределение которых носит вероятностный характер. Как было отмечено выше, в этом случае состояние трубопровода необходимо рассматривать в рамках теории живучести с использованием формулы (1).
РИСУНОК 4. Результаты коррозионных испытаний по определению общей Кобщ. и локальных скоростей коррозии, рассчитанных по средней Клок. и максимальной Клок.макс глубине коррозионных повреждений на стали Х65 в СО2 среде и конденсационной влаге [4]: 1 – основной металл, 2 – сварной шов
Для снижения интенсивности коррозионных процессов в проекте предусмотрено применение ингибитора коррозии, эффективность которого должна составлять не менее 85 %. Данное мероприятие, как было отмечено выше, необходимо рассматривать как барьер безопасности.
При данной эффективности ингибитора зависимость средней скорости коррозии от температуры, рассчитанная по формуле (2), представлена на рисунке 5.
Как было показано выше, локальная скорость коррозии может существенно отличаться от средней, причем эти отклонения от среднего происходят стохастически. Примем, что изменение скорости коррозии происходит из-за колебаний парциального давления СО2 и данные отклонения подчиняются нормальному закону:
(3)
где: m – среднее значение парциального давления (ПД); ϭ – среднеквадратичное отклонение (СКО) ПД; х – мгновенное значение ПД.
РИСУНОК 5. Зависимость средней скорости коррозии от температуры
Величина живучести подводного трубопровода может быть рассчитана по формуле (1) с использованием метода Монте-Карло [14] для различных среднеквадратичных отклонений (СКО) ПД ϭ = 0, 25, 50, 100 % от среднего значения m (рис. 6, 7, 8, 9). При этом в качестве критерия безопасности используется второй тип предельного состояния, т.е. изменение припуска на коррозию – hкор.
РИСУНОК 6. Зависимость живучести G трубопровода-коллектора от (СКО) по годам при температуре t = 10 °C
РИСУНОК 7. Зависимость живучести G трубопровода-коллектора от (СКО) по годам при температуре t = 30 °C
РИСУНОК 8. Зависимость живучести G подводного трубопровода-шлейфа от (СКО) по годам при температуре t = 45 °C
РИСУНОК 9. Зависимость живучести G подводного трубопровода-шлейфа от (СКО) по годам при температуре t = 70 °C
Как видно из рисунков 6–9, живучесть G трубопровода или вероятность наступления предельного состояния второго типа существенно зависят от величины стохастических отклонений парциального давления СО2 в системе, а также от температуры потока, которая, в свою очередь, зависит от местоположения участка, подверженного коррозии, на трассе (рис. 2, 3).
Так, для температуры потока t ≤ 30 оC, что соответствует подводному и сухопутному участкам коллектора (рис. 6, 7), при любых ϭ (т.е. даже при наличии мест повышенной локальной коррозии) живучесть G = 1 сохраняется на протяжении всего периода эксплуатации трубопровода. Это означает, что в течение всего проектного периода эксплуатации (30 лет) коррозионные процессы при проектной величине содержания СО2 = 0,23 % моль в потоке и использовании ингибитора коррозии с эффективностью не менее 0,85 не оказывают существенного влияния на безопасность трубопровода.
Подводные трубопроводы-шлейфы, расположенные на участке устье скважины – манифольд (рис. 2, 3), работают в области более высоких температур и коррозионные процессы оказывают более существенное влияние на их техническое состояние. Для температуры потока 45 оС, что соответствует участку шлейфа на расстоянии 2,5 км от устья скважины, при отсутствии мест повышенной коррозии ϭ = 0, живучесть трубопровода-шлейфа G = 1 сохраняется на протяжении всего периода его эксплуатации. Наличие мест повышенной локальной коррозии ϭ > 0 ускоряет наступление предельного состояния второго типа (рис. 8 кривые ϭ(СКО) = 25, 50, 100 % от m (среднего значения ПД)). Это свидетельствует об интенсивных коррозионных процессах и фактической потере припуска на коррозию, т.е. достижению предельного состояния второго типа после 15 года эксплуатации для участков трубопровода, где мгновенная скорость коррозии может в два раза превышать ее среднее значение. Как отмечается в работе [4] (рис. 4), такие явления могут наблюдаться в местах повышенного скопления влаги, например, в нижних точках трассы трубопровода-шлейфа. Наиболее тревожная ситуация может развиваться на начальных участках трубопроводов шлейфов, где температура потока составляет 70 оС (рис. 9). В этом случае наступление предельного состояния второго типа (потеря припуска на коррозию) произойдет при средней скорости коррозии уже на 14-й год эксплуатации трубопровода. При наличии мест повышенной коррозии ϭ = 100 % живучесть трубопровода G = 0,9 наступает на 8-й год эксплуатации, а при ϭ = 25 % на 12-й год. Согласно формуле (1) значение 0,9 означает, что наступление предельного состояния может произойти один раз из 10 случаев развития повышенной локальной коррозии. Для выявления таких опасных мест и предотвращения дальнейшего развития коррозионных процессов необходимо провести внутритрубную диагностику и определить фактическое состояние стенок трубопроводов-шлейфов, а также уточнить выбор ингибитора коррозии с более высокой эффективностью.
Заключение
Эксплуатация подводных промысловых трубопроводов осуществляется в условиях значительной неопределенности по величине и частоте внешних и внутренних нагрузок.
Для оценки уровня их безопасной эксплуатации в условиях возможных запроектных нагрузок и воздействий необходимо, наряду с применением критериев надежности, привлекать теорию живучести.
Учитывая, что как сами запроектные воздействия, так и их результат являются случайными величинами, величина живучести должна определяться в рамках вероятностного анализа.
В качестве критериев оценки живучести, т.е. фактического состояния трубопровода, предложено использовать методологию предельных состояний с выделением для трубопровода двух их типов: первый тип – конструктивное предельное состояние и второй – функциональное предельное состояние.
Проведены расчеты живучести подводного промыслового трубопровода Киринского ГКМ в условиях возможного запроектного воздействия углекислой коррозии для:
Отдельных участков трубопровода вдоль трассы устье скважины – БТК.
Различных значений величины локальной углекислой коррозии.
Показано, что трубопровод-коллектор не подвержен интенсивному воздействию коррозионных процессов и необходимость внутритрубного обследования его внутреннего состояния из-за коррозионных процессов отсутствует.
Трубопроводы-шлейфы, наоборот, подвержены интенсивному воздействию коррозионных процессов. Даже при отсутствии высокой (запроектной) локальной коррозии, живучесть трубопровода-шлейфа на начальных участках трассы после 14-го года эксплуатации стремится к нулю, что свидетельствует о наступлении предельного состояния второго типа, т.е. потери в стенке трубы припуска на коррозию, которая по проекту должна сохраняться до 30-го года эксплуатации. В связи с этим необходимо в ближайшее время организовать проведение внутритрубной диагностики состояния стенок трубопроводов и при подтверждении значительных потерь металла разработать мероприятия по обеспечению безаварийной эксплуатации этих трубопроводов на перспективу.
Таким образом, использование критерия «живучесть» для подводных промысловых трубопроводов позволяет более точно оценить их текущее состояние в условиях неполноты информации о реальных нагрузках и оптимизировать периодичность и объем диагностических работ на подводных участках промысловой трубопроводной системы.
Литература
1. Никитин Б.А., Харченко Ю.А., Оганов А.С., Богатырева Е.В. Освоение нефтегазовых месторождений континентального шельфа – М.; изд. РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2018, 330 с.
2. Сторожева А.С., Сторожева М.С. Надежность и риски подводного многофазного трубопровода // Деловой журнал Neftegaz.RU. – 2021. – № 11. – С. 76–82.
3. ГОСТ 27.002-2015 Надежность в технике (ССНТ). Термины и определения.
4. Кантюков Р.Р., Запевалов Д.Н., Вагапов Р.К. Анализ применения и воздействия углекислотных сред на коррозионное состояние нефтегазовых объектов // Записки Горного Института. – 2021. – № 4 (т. 250). – С. 578–587.
5. Харченко Ю.А., Гриценко А.И. Гидродинамика газо-жидкостных смесей в скважинах и трубопроводах и ее применение при освоении месторождений континентального шельфа. – М.; изд. РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2016, 301 с.
6. Черкесов Г.Н. Методы и модели оценки живучести сложных технических систем – М.; Знание, 1987, 116 с.
7. Barone G., Frangopol D.M. Reliability, risk and lifetime distribution as performance indicators for life-cycle maintenance of deteriorating structures // Reliability Engineering& Systems Safety. – 2014. – v.123. – P. 21–37.
8. Straub D., Der Kiureghan A. Reliability Acceptance Criteria for Deteriorating Elements of Structural Systems // J. of Structural Engineering, Trans. ASCE. – 2011. – 137(12). – P. 1573–1582.
9. Жуков И.С. Барьеры безопасности: понятие, классификация, концепции // Безопасность труда в промышленности. – 2017. – № 5. – С. 49–56.
10. Харченко Ю.А., Чехлов А.Н. Морские трубопроводы на шельфе Арктики: идентификация опасностей и барьеры безопасности // Деловой журнал Neftegaz.RU. – 2022. – № 1 (121). – С. 42–49.
11. Sklet S. Safety Barriers on Oil and Gas Platforms. Means to Prevent Hydrocarbon Releases. Doctoral thesis for the degree of doktor ingeniring. Trondheim: Norwegian University of Science and Technology, 2005.
12. Тимошкин С.Ю. Особенности системы сбора скважинной продукции Киринского ГКМ. Проблемные вопросы, связанные с коррозионной защитой. Отраслевое совещание – Нижний Новгород, 2018.
13. Горпинченко А.Н., Мельникова А.А. Расчет скорости углекислотной коррозии внутрискважинного оборудования по различным методикам // Наука. Техника. Технологии (политехнический вестник). – 2024. – № 1. – С. 133–146.
14. Ермаков С.М. Метод Монте-Карло в вычислительной математике. – С-Петербург, изд. Лань-Пресс, 2024, 192 с.
