Основные направления и результаты работ по защите трубопроводов от внутренней коррозии

Существующая схема эксплуатации большинства месторождений с поддержанием пластового давления за счет закачки в пласт сточной воды способствует повышению агрессивности среды, в которой «работают» трубы при добыче и транспортировке сырья. По данным ОАО «ВНИИТнефть» за последние пять лет из-за увеличения обводненности добываемой нефти скорость коррозии трубопроводов возросла с 0,04 до 1,2 г/м2/час.

Сейчас нефтяники считают трубопроводы миной замедленного действия, которая может «взорваться» в любой момент.

Очевидно, что применяемые в настоящее время методы ингибиторной защиты не могут решить проблемы полностью. Добиться повышения надежности и снижения аварийности промысловых трубопроводов можно только за счет применения комплексных мер. Среди них основной, по-видимому, можно считать смену материала труб на коррозионно-устойчивый, а также применение труб с антикоррозионным покрытием, то есть технические способы защиты.

Технические способы защиты

Кардинальным средством борьбы с коррозионным повреждением стальных труб является замена их на пластмассовые.

В зарубежной практике для нефтегазопромысловых трубопроводов используются два вида пластмассовых труб:

• — на малые давления до 1,0 МПа — из полиэтилена низкого давления (ПНД, а также из полипропилена, поливинилхлорида, полибутена, акрилонитрилбутадиона;
• — на давление 4,0−6,0 МПа и выше — из композитных материалов: стеклопластиковые, бипластмассовые, армированные, термопластичные.

Полиэтиленовые трубы имеют в 7 раз меньшую массу, чем стальные. Для их монтажа не требуется тяжелого подъемно-транспортного оборудования. Они обладают большой эластичностью, высокой гладкостью, вследствие чего их пропускная способность увеличивается на 2−3%.

У стальных трубопроводов гидравлические потери растут с увеличением срока эксплуатации (кривая 1), у металлопластмассовых труб и труб с защитными покрытиями роста гидравлических потерь не происходит (кривые 2,3).

Полиэтиленовые трубы могут использоваться для транспорта минерализованных вод любой агрессивности (ГОСТ 18 599−83).

1 — стальные; 2- металлопластмассовые и гибкие; 3 — с эпоксидными и полимерными внутренними покрытиями Что касается транспорта нефти, нефтяной эмульсии, газового конденсата по напорным трубопроводам из полиэтиленовых труб, то здесь следует учитывать эффект набухаемости полиэтилена.

Было установлено:

• 1. Процесс диффузии нефти в полиэтилен, набухание полиэтилена, зависит от температуры.
• 1 — 60, 2 — 40, 3 — 20 оС

При температуре 60оС равновесная концентрация нефти (насыщение) наступало при 8% масс.

2. С увеличением концентрации сорбированной нефти снижается прочность полиэтилена.

Например, при увеличении концентрации нефти в полиэтилене до 5% его прочность снижается на 10%.

Таким образом, основной недостаток полиэтиленовых труб — малая прочность. Поэтому во всем мире ведутся исследования по созданию пластмассовых труб, c одной стороны, химически стойких против агрессивных сред, с другой — обладающих прочностью, соизмеримой со стальными трубами.

Решением этой проблемы являются трубы из композитных материалов: стеклопластиков, из армированных термопластов.

В США стеклопластиковые трубы занимают третье место в объеме потребления труб нефтепромыслового сортамента, уступая стальным и металлическим с антикоррозийным заводским покрытием. На некоторых месторожденияхх, содержащих высокоагрессивные компоненты, пластмассовые трубы составляют 60−70% от общего объема используемых труб. Фирмы «Экссон» и «Эссо Ресурс Канада» также заменили на своих промыслах часть стальных труб на композитные вследствие сильной обводненности и высокой концентрации сероводорода в транспортируемой среде.

Доля стеклопластиковых труб, применяемых фирмой «Шелл», превышает 30%.

Стеклопластиковые трубы обладают высокой коррозионной стойкостью в контакте со средой, содержащей сероводород и углекислоту, высокой прочностью в широком диапазоне давлений. За счет подбора соответствующей смолы стеклопластиковые трубы могут работать при высоких температурах.

Теплопроводность стеклопластика в 250 раз меньше, чем у металла, то есть он обладает повышенными теплоизоляционными характеристиками.

ВНИИСТ еще в 70-х годах разработал конструкцию стеклопластиковой трубы, технологию и оборудование для ее получения, а также технологию соединения таких труб.

Труба представляла собой сэндвич, состоящий из стеклопластиковой несущей оболочки, плакированной изнутри газонепроницаемой полипропиленовой пленкой толщиной 0,8 мм.

Труба изготавливалась непрерывным способом и могла быть практически любой длины. В настоящее время конверсионные предприятия в гг. Пермь, Хотьково, Люберцы выпускают небольшие партии стеклопластиковых и армированных пластмассовых труб на высокие (до 4,0−6,0 МПа) давления. Причем, имеются варианты конструкций стеклопластиковых труб с допустимым температурным пределом до 60оС (диаметр 75 и 150 мм).

Такие трубы успешно работают в АО «Удмуртнефть» в системе ППД при следующих характеристиках транспортируемой среды:

минерализация 280 мг/л;

содержание сероводорода (Н2 S) 150 мг/л;

содержание диоксида углерода (СО2) 160 мг/л;

давление 6−8 МПа;

рН 6,5;

температура 40 оС.

В АО «Пермьнефть» стеклопластиковые трубы установлены на выкидных линиях, где прокачивается высокообводненная нефть (83%). За время эксплуатации с 1994 г. никаких утечек не наблюдалось.

Стеклопластиковые трубы производства фирм «Амерон» и «Вавин» использовались на трубопроводах в «Татнефти» и Западной Сибири и дали положительные результаты.

На результатах работы в ОАО «Татнефть» по защите от коррозии нефтепромыслового оборудования представляет интерес остановиться более подробно. Проблема по защите нефтепромыслового оборудования (трубопроводы систем нефтесбора, водовода, НКТ, технологические емкости и резервуары) в ОАО «Татнефть» впервые в мировой практике решалась на основе создания собственных баз по нанесению внутренней и внешней изоляции, приближенных к местам их применения, то есть нефтяному месторождению).

На реализацию этой программы ушло около 15 лет. В результате создана целая индустрия по комплексному решению проблемы надежности скважин и подземных нефтепромысловых коммуникаций. Она включает:

• — входной контроль труб, поступающих от производителей;
• — подготовку труб к покрытию (подготовка концов, очистка поверхностей);
• — технику и технологию соединения труб в плеть (длиной около 30 м) и в трубопровод;
• — нанесение внутренней и внешней изоляции;
• — защиту сварных стыков;
• — контроль за качеством строительства и эксплуатации трубопроводов;
• — производство материалов и нестандартного оборудования.

Практика эксплуатации трубопроводов с внутренними защитными покрытиями показала, что для полного снижения отказов должны быть решены три основные проблемы:

• * надежное внутреннее покрытие;
• * надежная внешняя изоляция;
• * защита сварных стыков с обеих сторон.

Совместно с фирмами «Тьюбоскоп Ветко» (США) и «Бандера» (Италия) построен завод по производству труб с покрытиями производительностью до 2000 км/год.

Следует подчеркнуть, что нанесение изоляции именно в заводских условиях позволяет осуществить контроль за качеством всех технологических операций, внедрять такие изоляционные покрытия, которые не могут быть реализованы в трассовых условиях.

Задача надежности защиты от внутренней коррозии была решена с помощью технологии футерования трубных плетей полиэтиленом и специальной конструкцией стыка.

Наружная изоляция осуществляется по заводской технологии с использованием полиэтилена.

С 1986 г. выпущено и построено около 10 000 км металлопластмассовых (МПТ) трубопроводов, что составляет 100% для разводящих и 80% для подводящих водоводов по закачке сточных вод. (Диаметры труб 89, 114, 159, 219, 273 и 325 мм; температура эксплуатации — до 40оС). Чем больше доля МПТ в общем фонде, тем интенсивнее снижение числа отказов трубопроводов (рис.12).

Благодаря совместным усилиям науки и производства отказы трубопроводов в системе закачки сточных вод снизились в 1997 г. в 400 раз по сравнению с 1984 г. Экономический эффект от использования футерованных труб достиг 2,5 трл. руб. (1997 г.), а срок окупаемости капитальных вложений не превышает 1,5 лет.

Для предотвращения внутренней коррозии нефтесборных трубопроводов в ОАО «Татнефть» выбраны следующие направления:

• — для перекачки беспарафинистых серосодержащих нефтей используются МПТ, коррозионно-стойкие гибкие трубки производства КВАРТ (г. Казань);
• — для парафинистых нефтей применяются трубы со специальным защитным покрытием, выдерживающем температуру эксплуатации до 150 оС.

Наличие производства полиэтиленовых труб позволило выполнить работы по восстановлению бездействующих трубопроводов. Было восстановлено 460 км труб диаметром 89−530 мм методом протаскивания полиэтиленовых труб вовнутрь стальной (с цементированием или без цементирования межтрубного пространства). Эти операции эффективны для быстрого восстановления работоспособности трубопроводов в критических ситуациях, так как за один прием может быть восстановлен участок длиной до 600 м. Это важно при переходах через водные преграды, болота, полотна дорог по бестраншейной технологии.

ОАО «Татнефть» имеет 10-летний опыт по применению стеклопластиковых труб Нидерландской фирмы Wavin (Вавин).

С 1988 г. стеклопластиковые трубы безотказно работают в качестве НКТ, диаметр 89 мм. Положительные результаты получены по системе нефтесбора: диаметр 159 мм и давление 2,8 МПа. Отрицательные результаты получены при испытании стеклопластиковых труб в системе ППД в качестве разводящего водовода (давление 12,5 МПа): не выдержали давления клеевые соединения, повороты (колена).

Таким образом, многолетний опыт производства и применения труб с защитными покрытиями позволил ОАО «Татнефть» практически решить проблему надежности нефтепромысловых коммуникаций и сэкономить более 6600 млн. кВт. ч электроэнергии (за счет уменьшения гидравлических потерь) при эксплуатации металлопластмассовых труб.

Весь комплекс работ отвечает мировым стандартам.

В АНК «Башнефть» для защиты трубопроводов от коррозии также применяется нанесение защитных покрытий и использование неметаллических труб. Эксплуатируется цех по футерованию труб диаметром 114×9 и 89×4 мм, цех по выпуску гибких полимерно-металлических труб диаметром 60 мм. Общая производительность 650 км/год. Запущена одна из четырех линий по выпуску металлопластовых труб производительностью 150 км/год.

С выходом всех цехов на проектную мощность в «Башнефти» будет выпускаться примерно 1500 км/год коррозионностойких труб и в перспективе планируется полностью заменить ими металлические трубы.

В основе последней разработки компании Ameron (Нидерланды), специализирующейся на выпуске стеклопластиковых труб для нефтяной промышленности — технология стальной полосы, применяемая компанией British Aerospace для изготовления высокопрочных оболочек двигателей космических ракет. Новый материал SSL — это ламинированный композитный материал, который сочетает преимущества высокопрочной стали с коррозионной стойкостью стекловолокна. Из него производятся легкие, гладкие, антикоррозионные трубы, выдерживающие давление почти до 40 МПа — для малых диаметров и до 4 МПа — для больших диаметров и температуру до 110 оС.

Трубы Bondstrand SSL состоят из слоев стальной ленты, заключенных внутри эпоксидной, армированной стекловолокном, оболочки. Они могут использоваться для сооружений выкидных линий, линий нефтесбора, подводных трубопроводов и трубопроводов для нагнетания воды в скважины, а также как НКТ и обсадные трубы.

Толщина стенки трубы Bondstrand SSL (в несколько раз) меньше толщины стенки обычной стекловолокнистой трубы, что обеспечивает более высокую пропускную способность (при одинаковом давлении).

Соединительная система Койл-Лок (Coil-Lock) — конусное резьбовое соединение с пластичной спиральной шпонкой — обеспечивает трубам Bondstrand SSL прочность и герметичность, быстроту монтажа. Новые трубы имеют еще одно ценное свойство: электропроводный стальной слой позволяет осуществлять электромониторинг трубопровода, уложенного под землей.

Минимальный срок эксплуатации в условиях Сибири — 20 лет, стандартный срок — более 50 лет.

В России пионером в области применения труб Bondstrand SSL является компания «Славнефть-Мегионнефтегаз». Она начала их использовать в 1995 г. На 2000 г. российские компании заказали фирме Ameron 262 км таких труб. В Казахстан за последние 2 года поставлено 116 км труб.

Потребителями являются Тюменская Нефтяная компания, «Мегионнефтегаз», «Черногорнефть», «Ваньеганнефть» и т. д.

В зависимости от условий эксплуатации на разных месторождениях требуются трубы с внутренним покрытием из различных материалов. Но до настоящего времени заводами практически не освоен массовый выпуск труб с антикоррозионным покрытием. Только отдельные изготовители имеют участки для нанесения покрытия на трубы или выпускают трубы с одним определенным видом покрытия.

Так, Волжский трубный завод производит трубы только с наружным эпоксидным покрытием, Альметьевский трубный завод — с внутренним эпоксидным и наружным полиэтиленовым покрытием, АО «Пензазаводпром» — эмалевое покрытие и т. д.

При сложившейся ситуации нефтегазодобывающие предприятия вынуждены организовывать собственные производства по антикоррозионному покрытию труб. Кроме уже упомянутых НК «Татнефть» «и „Башнефть“, созданы и работают участки в АО „Нижневартовскнефтегаз“ — оборудование и технологии французской фирмы „СИФ-ИЗОПАЙП“, на ТПП „Лангепаснефтегаз“ — поставщик голландская фирма „Селмерс“. Трубы с эмалевым покрытием и футерованные полиэтиленом выпускают ОАО „ЛУКОЙЛ-Пермнефть“ (г.Краснокамск). Совместное производство стеклопластиковых труб освоено в ОАО» ЛУКОЙЛ-Пермнефть" и АО «Композитнефть» (г.Чернушка).

В настоящее время целый ряд фирм, отечественных и зарубежных, предлагают нефтяным компаниям свои услуги по строительству «под ключ» линий по различным вариантам антикоррозионного покрытия нефтепромысловых труб. Данные по некоторым из них приведены в табл. 1.

Как следует из этой таблицы, фирмы предлагают линии по нанесению практически всех типов изоляции. Цена производства колеблется в широких пределах. Возможность выбора есть. Но тут каждая нефтегазодобывающая компания действует на свой страх и риск. Все фирмы гарантируют срок службы изолированных труб минимум 15−20 лет. Но на практике зачастую получается иная картина. Как показали обследования некоторых трубопроводов, собранных на зарубежных технологических линиях, целостность покрытия нарушается за короткий период эксплуатации.

Таблица 1. Сравнительные показатели некоторых фирм-изготовителей линий по антикоррозионному покрытию нефтепромысловых труб.

* Включая шеф-монтаж, пусконаладку и в некоторых фирмах обучение персонала.

Причина этого в том, что 1) линии рассчитаны на применение импортных труб, качество металла (и геометрические характеристики) которых выше, чем у отечественных; 2) не полностью решен вопрос защиты внутренней поверхности сварного шва (стенки труб), что сводит к минимуму общий эффект от нанесения изоляции; 3) низкий уровень культуры производства и контроля всех операций в условиях производств малой мощности (150−200 км/год) (которые уже работают на нефтегазодобывающих предприятиях); 4) себестоимость нанесения покрытия при малых мощностях значительно выше, чем при массовом централизованном производстве.

Кроме того, в России отсутствует единая нормативная база на качество и технологии всех типов покрытий. Каждое предприятие разрабатывает собственные технические условия на выпуск изолированных труб, ориентируясь на требования отдельного заказчика и освоенный производством тип покрытия. Нет также единой методики выбора типа покрытия в зависимости от свойств транспортируемой среды и условий эксплуатации трубопровода.

То есть вопрос повышения надежности промысловых трубопроводов требует принятия комплексных мер, охватывающих:

• * введение стандарта на качество покрытий всех типов;
• * создание массовых централизованных производств по покрытию труб различными видами изоляции по требованию заказчика;
• * создание методов защиты сварного шва;
• * организацию контроля за состоянием трубопроводов.

В ОАО «Самаранефтегаз» в начале 80-х годов в связи с ростом коррозионной активности добываемых жидкостей и увеличением протяженности трубопроводов стали применяться гибкие трубы. Для их производства было создано ООО «Росфлекс».

В первую очередь гибкие трубы начали применяться в системе ППД на месторождениях с особо агрессивными средами, содержащими:

• — сероводород до 600 мг/л;
• — углекислый газ до 1200 м/л;
• — высокоминерализованные растворы ;
• — активные ионы хлора (Cl-) ;
• — cвободный кислород .

Срок службы стальных трубопроводов в этих условиях не превышал 1 года, а срок промысловой наработки гибких труб в АО «Самаранефтегаз» приближается к 15 годам.

Анализ происшедших порывов на трубопроводах в ОАО «Самаранефтегаз» показывает, что с 1984 г. — начала эксплуатации гибких труб — аварийность трубопроводов снижается.

Техническая характеристика гибких труб, выпускаемых ООО «Росфлекс» для выкидных линий нефтяных скважин, водоводов пластовых сточных вод и технологических трубопроводов, следующая (табл.2):

Таблица 2. Техническая характеристика гибких труб «Росфлекс».

* Готовится производство.

Трубы выпускаются внутренним диаметром 50, 75 и 100 мм на рабочее давление до 20 МПа, массой 1 м не более 12 кг, максимальная длина секции до 350 м. Готовится производство труб диаметром 150 мм.

Гибкие трубы состоят из внутренней полимерной камеры 1, армирующих слоев 2, наружной полимерной оболочки 3 и концевых соединений 4.

Гибкие трубы «Росфлекс» рассчитаны на траншейную прокладку и прокладку по поверхности земли.

Капитальные затраты на прокладку 1 км трубопровода из стальных и гибких труб различного диаметра приведены в табл. 3. Из нее следует, что при использовании гибких труб затраты на строительно-монтажные работы сокращаются на 50%: 1 км трубопровода монтируется за 5−6 часов благодаря большой длине секции, гибкости, исключению подгоночных, сварочных и изоляционных работ, что особенно ценно для месторождений Западной Сибири в условиях болот и бездорожья.

Таблица 3. Затраты на прокладку 1 км трубопровода, тыс. руб.

Кроме региона Средней Волги гибкие трубы работают и в других климатических условиях при температуре окружающей среды от -450 до +500 С: в Западной Сибири, республики Коми, на о. Сахалин. Гибкие водоводы и выкидные линии работают также в Казахстане, на полуострове Мангышлак и в Азербайджане на морском месторождении.

Учитывая преимущества гибких труб по сравнению со стальными, их надежность при работе в агрессивных средах, в ОАО «Самаранефтегаз» планировали ввести в эксплуатацию в 1999 г. не менее 50 км трубопроводов из гибких труб, как при ремонте действующих трубопроводов, так и при обустройстве новых месторождений.

Таким образом, из обзора опубликованных данных следует, что в ОАО «Самаранефтегаз» основная ставка в борьбе с коррозией делается на применение коррозионно-стойких гибких труб собственного производства.