Совершенствование методов и технических средств защиты промысловых трубопроводов от внутренней коррозии

Актуальность проблемы Определяющим критерием обеспечения безопасной эксплуатации объекта и повышения его долговечности является его надежность — свойство объекта сохранять заданные функции в течение установленного ресурса. Обеспечение безопасной эксплуатации трубопроводов во многом является проблемой повышения их надежности и долговечности и представляется сложной комплексной задачей, которая включает в себя решение технических, технологических, экономических и организационных аспектов. Несмотря на то, что этой проблеме посвящены многочисленные исследования отечественных и зарубежных авторов, в настоящее время она еще полностью не решена и многие вопросы остаются открытыми.

Одной из особенностей развития трубопроводного транспорта на современном этапе является уменьшение объемов строительства трубопроводов при одновременном росте объемов и сокращении сроков работ по ремонту и реконструкции трубопроводных сетей, связанных с коррозионным износом и старением трубопроводов [80−82].

Ситуация на сегодняшний день такова, что значительная часть трубопроводных систем (до 50 — 65%) исчерпала установленный ресурс и вступает в период интенсификации потока отказов. При этом следует отметить, что одной из основных причин высокой аварийности технологических трубопроводных систем являются коррозионные повреждения (по литературным данным до 30% от общего количества аварий). Проблема усугубляется еще и тем, что по условиям эксплуатации трубопровод, как правило, воспринимает одновременное воздействие механических нагрузок (деформаций), износа и коррозионно-активных сред. Такое совместное воздействие может вызвать ускоренное коррозионномеханическое разрушение трубопроводов в виде общей механохимической коррозии, коррозионного растрескивания, коррозионной усталости и др., которое значительно интенсифицируется под влиянием полей блуждающих токов [83, 85].

В связи с изложенным, проблема обеспечения безопасной эксплуатации технологических трубопроводных систем во многом становится проблемой повышения их коррозионной стойкости и коррозионно-механической прочности, совершенствования методов защиты от коррозии и является, на взгляд автора, актуальной и требует разработки превентивных методов и технических средств её повышения. Несмотря на достигнутые успехи в деле повышения промышленной безопасности и повышения долговечности разветвленных технологических трубопроводных систем на основе совершенствовании их коррозионной стойкости и коррозионно-механической прочности, некоторые вопросы остаются открытыми и решаются в данном диссертационном исследовании [88−91].

Изучение условий эксплуатации промысловых трубопроводов и анализ существующих способов повышения их долговечности в условиях превалирующего воздействия внутренней коррозии показывает, что, несмотря на применение различных мероприятий, количество отказов промысловых трубопроводов из-за внутренней коррозии составляет по отрасли порядка 90% от их общего количества. Свыше 70% аварий приходится на специфическое разрушение в виде «канавочного» износа. Следует отметить, что большинство трубопроводов, подверженных интенсивному внутреннему износу, эксплуатируются без наружной изоляции и методов электрохимической системы защиты (ЭХЗ). Частые порывы трубопроводов, вызванные «канавочным» износом, требуют поиска новых технических решений, направленных на обеспечение их безопасной эксплуатации, повышение долговечности и стабильности функционирования [85−87]. Поэтому проблема обеспечения безопасной эксплуатации и повышения долговечности промысловых трубопроводов, несомненно, остается актуальной и своевременной.

Обеспечение безопасной эксплуатации и повышение долговечности промысловых трубопроводов может быть достигнуто за счет улучшения качества проектирования и строительства трубопроводов, применения новых, более совершенных конструктивных и технологических решений, совершенствования технологий и приемов технического обслуживания и эксплуатации.

Одним из новых ресурсосберегающих методов обеспечения безопасной эксплуатации трубопроводов и повышения их долговечности являетсяразработка электрохимического метода встречного процесса предотвращения внутренней коррозии и разработка технических средств, по предотвращению внутреннего износа позволяющих увеличить межремонтный срок эксплуатации нефтеводогазопроводов.

Цель работы. Разработать новый ресурсосберегающий метод и средства обеспечения безопасной эксплуатации и долговечности промысловых и технологических трубопроводов, подверженных «канавочному» износу на основе повышения их коррозионной стойкости, коррозионно-механической прочности и эффективности активных методов электрохимической защиты от коррозии за счет формирования на нижней внутренней поверхности промысловых трубопроводов возобновляемой, твёрдой пассивирующей оксидной плёнки малой шероховатости.

Для достижения поставленной цели были сформулированы следующие задачи:

1) разработать механизм разрушения внутренней поверхности промысловых трубопроводоввыявить влияние формы и размеров механических включений на безопасность и несущую способность промысловых трубопроводов;

2) разработать механизм электрохимического предотвращения коррозионного износа внутренней поверхности линейной и коммутационной части подземных и наземных технологических трубопроводов;

3) разработать конструкцию антикоррозионного модуля для трубопровода Ду 100 мм., и снижения скорости внутренней коррозии, провести стендовые испытания антикоррозионного модуля и выявить закономерности коррозионного износа с целью повышения безопасности при эксплуатации трубопроводов.

Методы решения поставленных задач. В работе в основном использован комплексный метод исследования, включающий аналитические решения и экспериментальное изучение, как лабораторное на моделях, так и стендовые на участке трубопровода.

Основные защищаемые положения.

1. Метод обеспечения безопасной эксплуатации и долговечности промысловых трубопроводов, подверженных внутреннему разрушению, основанный на принципе создания процесса — встречного коррозионному, процессу формирования защитной плёнки магнетита в процессе электрохимических реакций электролиза свободной воды ' и воды эмульгированной в нефти непосредственно при транспортировании продукта.

2. Технологические схемы и конструкции устройств по предотвращению внутреннего коррозионного износа промысловых и магистральных трубопроводов.

3. Методика определения срока безопасной эксплуатации трубопроводов, подверженных «канавочному» износу. Соответствие теоретических и экспериментальных исследований.

Научная новизна. Разработан новый ресурсосберегающий метод обеспечения безопасной эксплуатации и долговечности промысловых трубопроводов, подверженных «канавочному» износу, базирующиеся на следующих новых результатах:

— на основе анализа существующих способов обеспечения безопасной эксплуатации промысловых трубопроводов, подверженных «канавочному» износу, установлено, что одним из эффективных способов обеспечения безопасной эксплуатации и долговечности является научно обоснованный электрохимический метод, основанный на электролизе воды эмульгированной в нефти, вследствие катодной поляризации части защищаемого оборудования Показано, что ионная связь между «жертвенным» электродом и стальным трубопроводом в процессе катодной (протекторной) защиты обеспечивает более равномерный износ внутренней поверхности стенки трубопровода, и установлено: чем более равномерный износ стенки трубы, тем безопаснее эксплуатация трубопровода, которая определяется остаточной толщиной стенки в области канавки и зависит от количества крупных эрозионных частиц и мало зависит от расхода продукта.

Практическая ценность. Разработки, выполненные по результатам теоретических и экспериментальных исследований, будут внедрены на предприятиях отрасли в виде внедрения разработанного метода и конструкций устройств, снижающих скорость внутренней коррозии.

Апробация работы. Основные результаты исследований, выполненные в диссертационной работе, докладывались на различных конференциях и конгрессах:

— на 5-ом Российском энергетическом форуме, Уфа: ТРАНСТЭК, 2005. научно-технической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса России», 2005 г.;

— НК «Роснефть» (г. Москва 2006 г.),.

— ОАО «Газпром» (г. Москва, 2006 г.),.

— на конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения в рамках VI Российского энергетического форума» (г. Уфа, 2006 г.).

1. Анализ эксплуатации и современное состояние промысловых трубопроводов.

Безопасность трубопроводных систем и их долговечность наиболее полно может быть прослежена на промысловых трубопроводах, эксплуатирующихся на месторождениях Западной Сибири [50].

Свыше 15 лет Нефтепроводы.

Рисунок 1.1 — Срок службы трубопроводов.

Например, на Ватьёганском и Ягуннском месторождениях находятся в эксплуатации около 1800 км трубопроводов различного назначения и диаметра: 35,7% — нефтесборные трубопроводы- 14,0% - напорные нефтепроводы от дожимных насосных станций до магистрального нефтепровода- 6,1% — внутриплощадные нефтепроводы 38,5 и 5,7% -высоконапорные и низконапорные водоводы соответственно. Более 49% трубопроводов эксплуатируются свыше 10 лет (рисунок 1.1).

Свыше 15 лет 10%.

Водоводы.

До 5 лег.

29%.

От 10до 15 лет.

39%.

От 5 до 10 л" л <и.

Л'.

Надежность нефтепромысловых трубопроводов снижается по причине воздействия коррозионно-активных перекачиваемых жидкостей на металл труб. По трубопроводам системы нефтесбора перекачивается скважинная продукция, добываемая на Ватьёганском месторождении НГДУ «Повхнефть», где выделено пять самостоятельных продуктивных пластов: АВш, БВь АВ8, АВ3, ЮВ (. Средняя глубина залегания пластов составляет соответственно 1935, 2730, 2278, 1942 и 2831 м. Параметры пластов представлены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 — Параметры пластов Ватьёганского месторождения.

НаимеГазоПлотПлотДавлеВязкость ТемпеСодерПлотновавый ность ность ние нанефти, ратура жание ность ние фактор" м3/м нефти. воды, сыщеМПа сек. пласта, азота. газа, г/см пласта г/см3 г/см3 ния, МПа °С %.

АВШ 40 0.860 1,013 8,4 2,47 64 2.6 0,628.

АВЗ 40 0,860 1,013 8,4 2.47 64 2,6 0,628.

АВб 44 0,839 1,012 7,7 2.4Е 68 0 0.

АВ7 44 0.863 1,014 7,7 3,00 71 2.6 0.628.

АВ8/1 43 0.844 1,014 8,0 1,69 71 2,6 0.766.

АВ8/2 43 0,844 1,014 8,0 2.90 71 2,4 0,677.

БВ1 33 0,863 1,013 7,6 2.07 73 2,6 0,692.

БВб/2 50 0.831 1,012 8,8 2,60 78 2.6 0,744.

БВ7/1 50 0.831 1,016 8,8 2,60 80 2,4 0,744.

БВ10 78 0,839 1,015 9,9 0.75 80 2,4 0.706.

АЧ2 78 0.839 1,012 9?9 0.75 80 3,7 0,792.

ЮВ1 78 0.833 1,019 9,9 1,75 90 3,4 0.819.

Все пласты за исключением IOBb EBj и ЮСь имеют обводнённость более 60%. В последнее десятилетие на Ватьёганском и Южно — Ягунском месторождениях наблюдается прогрессирующий рост обводнённости (рисунок 1.2). s?

Продуктивные ппасты.

Рисунок 1.2 — Средняя обводненность жидкости по пластам (по состоянию на 2007 г.).

На рисунке 1.3 представлено отношение дебитов пластов к общему объёму добычи. ли&bdquo— BCtnte BCwt JiBi ЮС-, ЛБк/| ВС" ,/, ЮВ, А13,.

Продукт ннные плас гы ыг с j — 2.

Рисунок 1.3 — Отношение дебитов пластов к общему объёму добычи.

В последнее десятилетие на Ватьёганском месторождении наблюдается прогрессирующий рост обводненности (рисунок 1.4). Обводненность за анализируемый период увеличилась в среднем на 50%. годы по местор. —¦—А В1−2 —*—АВ8 —ф—БВ1 Рисунок 1.4-Динамика обводненности пластов Ватьёганского месторождения.

С увеличением глубины залегания пластов минерализация пластовых вод увеличивается от 19,39 (АВ3) до 27,16 г/л (K)Bi). Основной вклад в формирование минерализации вносит ион хлора (таблица 1.2).

Таблица 1.2 — Средний состав пластовых вод Ватьёганского месторождения.

Пласт Химический состав, мг/л Минершшз ацня, мг/л.

С Г SO4 НСОз" Са Na4K+.

АВ½ 12 309,30 11,45 218,39 837,27 93,23 7210,60 20 692,38.

БВ1 12 390,24 7,98 390,70 899,97 66,54 7292ДО 21 072,24.

АВ8 13 642,71 6,26 447,37 1439,86 159,16 7353,84 23 056,70.

АВЗ 12 153,12 12,67 176,63 855,72 80,23 7081,60 19 397.71.

ЮВ1 15 865,30 13,40 567,30 742,62 88,48 9870,25 27 163,54.

Концентрация бикарбонат-ионов в водах пластов ЮВ] и АВ8 существенно выше, чем в водах других пластов (таблица 1.2). Поскольку поступление ионов НС03 в раствор происходит за счет диссоциации угольной кислоты, высокими будут и значения концентрации в этих пластах растворенного углекислого газа, способствующего протеканию углекислотной коррозии [18].

Многочисленные анализы показывают, что сульфатвосстанавливающие бактерии (СВБ) обнаружены по всей технологической цепочке добычи, подготовки и транспорта нефти и воды, в том числе в призабойных зонах пласта нагнетательных скважин. В среднем содержание СВБ в перекачиваемых средах Ватьёганского месторождения составляет 105−106 клеток/мл. По современным представлениям, наиболее благоприятные условия для сульфатредукции в нефтяных пластах создаются при температуре 35−40 °С в присутствии углеводородо кисляю щи х бактерий, продукты жизнедеятельности которых служат источниками питания для СВБ, и наличии достаточного количества сульфатов.

С увеличением объёмов закачки количества таких зон должно возрастать. В соответствии с увеличением объёмов закачки воды (рисунок 1.5) в заводняемых пластах происходит интенсификация процесса сульфаторедукции [92, 94].

Годы всего —"—пресная, А сточнаяк сеноман.

Рисунок 1.5 — Изменение объема закачки воды по годам.

С 1991 по 2001 год на Ватьёганском месторождении НГДУ «Повхнефть» произошло 249 порывов нефтепроводов. Данные по порывам на водоводах имеются только за период с 1998 по 2001 год, их количество составило 41. В период с 1997 по 2000 год отмечено резкое увеличение числа порывов, как на нефтепроводах, так и на водоводах, а в 2001 году в динамике аварийности наблюдался незначительный спад (рисунок 1.6). Аналогичная закономерность прослеживается и для удельной аварийности трубопроводов (рисунок 1.7). С увеличением обводненности, содержания С0г, следовательно НСОз, и СВБ создаются благоприятные условия для роста аварийности трубопроводов систем нефтесбора и Ш1Д.

С 1991 по 2001 гг. на Ватьёганском и Южно-Ягунском месторождениях произошло 455 порывов нефтепроводов, а с 1997 по 2001 гг. — 71 порыв водоводов.

В период с 1997 по 2000 гг. отмечено резкое увеличение числа порывов как на нефтепроводах, так и на водоводах.

В 2001 г. в динамике аварийности наблюдался незначительный спад (рисунок 1.6). Аналогичная закономерность прослеживается и для удельной аварийности трубопроводов (рисунок 1.7).

Высокая удельная аварийность нефтесборных трубопроводов и низконапорных водоводов по причине коррозии связана с малыми скоростями течения перекачиваемых сред, так как в этих условиях происходит расслоение нефтяных эмульсий с образованием водного подслоя (в случае системы нефтесбора) и выносом механических примесей с их последующим осаждением на стенках труб. Это приводит к язвенной коррозии. Также для месторождений Западной Сибири характерны отказы трубопроводов по причине коррозии, носящей локальный характер и развивающейся по нижней образующей трубы (ручейковая коррозия).

Рисунок 1.6 — Аварийность трубопроводов.

1 — нефтепроводы- 2 — водоводы о >1.

5 § о й.

JS н, а s «а о ж О rt ю.

— Я.

Л CL р С.

Годы 1997.

Рисунок 1.7 — Удельная аварийность трубопроводов Ватьёганского месторождения.

Iнефтесборные трубопроводы- 2 — низконапорные водоводы годы нефтепроводы —¦-'ВОДОЛОДЫ.

Рисунок 1.8 — Динамика аварийности трубопроводов нефтйсгборные трубопроводы —¦—напорные нефтепроводы —*—нмзком-агюрнысг водоводы —>£—высоконапорные водоводы.

Рисунок 1.9-Изменение удельной аварийности трубопроводов систем нефтесбора и ППД.

Средние значения удельной аварийности в зависимости от назначения трубопроводов имеют следующие значения (рисунки 1.8 и 1.9): напорные нефтепроводы — 0,026 шт/год кмнизконапорные водоводы — 0,084 шт/год кмвысоконапорные водоводы — 0,017 шт/год км.

Высокие значения удельной аварийности нефтесборных трубопроводов и низконапорных водоводов во многом обусловлены режимами течения жидкости в них. Поскольку в трубопроводах данного назначения, как правило, низкие скорости течения, создаются условия для выноса из потока мехпримесей с последующим их осаждением на стенках труб, что стимулирует коррозионный процесс. Поскольку основная масса нефтесборных трубопроводов имеет диаметр 159 мм, а низконапорных водоводов — 426 мм, это объясняет тот факт, что наибольшая удельная аварийность наблюдается на трубопроводах данных диаметров (таблица 1.3).

Таблица 1.3 — Удельная аварийность трубопроводов в зависимости от их диаметров.

Днамеггр, мм Удельная аварийность, шт/год км нефтепроводы водоводы.

114 0,012 0,010.

159 ОДОЗ —.

168 0,038 0,012.

219 0,049 0,030.

273 0,054 0,034.

325 0,045 —.

426 0,024 0,250.

Аварии на трубопроводах наносят значительный экономический и экологический ущерб. В среднем ликвидация одной аварии на нефтепроводе обходится в 60−70 тыс. руб., при этом разливается от 0,11 до 0,5 т. нефти. Общие же затраты на ликвидацию аварий в системе нефтесбора Ватьеганского месторождения НГДУ «Повхнефть» за период с 1991 по 2001 год составили 10 346,833 тыс. руб.

Таблица 1.4 — Затраты на ликвидацию одной аварии и количество разлитой нефти (жидкости) в зависимости от диаметра трубопровода.

ДиаЗатраты, руб. Количество разлитой метр, нефти, т i жидкости, м3 мм нефтепроводы ВОДОВОДЫ нефтепроводы водоводы.

114 16 315,10 7168,25 0,14 21,6.

159 17 708.10 — 0.142.

168 38 205,77 4379.70 0,142 18,56.

219 71 360,99 6137.46 0,381 18.35.

273 15 993.93 5602,52 0,11 106.00.

325 113 109,76 — 0,22 —.

426 25 840.26 8443,6 0,5 20,75.

Самыми высокими являются затраты на ликвидацию аварий на нефтепроводах диаметром 325 и 219 мм и водоводах диаметром i 14 и 426 мм. Наибольшим количеством разлитой нефти (жидкости) характеризуются нефтепроводы диаметром 219 и 426 мм и водоводы диаметром 114 и 273 мм (см. таблицу 1.4). Количество аварий на трубопроводах в последние годы резко возросло (см. рисунок 1.8) и каждая из них приводит к загрязнению в среднем 25.50 м2 территории. Около 15% аварий ведет к загрязнению значительно больших площадей (до 100 м² и более) (см. рисунки 1.8 и 1.9).

100 g во S з.

8- 60 с о.

5 40 #.

20 0.

Рисунок 1.8 — Площадь замазученности при аварии трубопроводов системы нефтесбора Ватьёганского месторонедения НГДУ.

По вх нефть".

—.

— 1.

1 Ik.. I I tu.

25 50 75 100 свыше 100.

Площадь замазученности в 114 ¦ 159 П219 п 273 и 325 га426.

80? 70 rf 60 iso g 40 о.

5 зо * 20 10 0.

Рисунок 1.9-Площадь загрязнения при аварии трубопроводов системы ППД Ватьеганского месторождения НГДУ.

Ватьёга нефть".

Большое значение для экологической обстановки на нефтегазовых предприятиях имеет эффективность противокоррозионных мероприятий (в частности, использование ингибиторов коррозии). На Ватьёганском месторождении НГДУ «Повхнефть» применение ингибиторной защиты было начато в 2001 г. Протяженность участков трубопроводов, защищаемых ингибитором коррозии ХПК-002А, составляет 22,9 км при годовом объеме закачки 322,8472 т. В настоящее время оценить эффективность применяемого ингибитора коррозии по удельной аварийности (рисунок 1.7) не представляется возможным, в связи с отсутствием ретроспективных данных о его использовании. Хотя в 2001 году и наблюдается резкое снижение удельной аварийности низконапорных водоводов (см. рисунок 1.7), это не может быть связано только с применением ингибитора коррозии. Причиной отмеченного спада может быть и ослабление воздействия ряда факторов, влияющих на скорость коррозии металла труб. К этим факторам можно отнести обводненность, наличие механических примесей, свыше 100.

Площадь загрязнения [114и168П219п 273 и426 коагулированных взвешенных частиц (КВЧ), расслоение водонефтяных эмульсий при определенных гидродинамических режимах течения.

В свою очередь для месторождений ТПП «Когалымнефтегаз» характерны отказы трубопроводов по причине коррозии, носящей локальный характер и развивающейся по нижней образующей трубы (рисунок 1.10). а) б).

Рисунок 1.10 — Образцы трубопроводов с язвенной (а) и каиавочноЙ (ручейковон) (б) коррозией.

Одним из эффективных методов повышения надежности трубопроводов систем сбора и транспорта обводненной нефти рассматривается возможность транспортирование продукции скважин в эмульсионной структурной форме и удаление водных скоплений. Но при высокой обводненности (70% и более), даже высокоскоростные потоки не могут приводить к антикоррозионным (полностью эмульсионным) режимам течения жидкости. В результате этого возникает необходимость применения, наряду с ингибиторной защитой, новых противокоррозионных мероприятий, направленных на снижение локальных видов коррозионных повреждений.

Основные выводы 3.

Постепенное истощение активных запасов нефти на большинстве месторождений России сформировало новое понятие переходного периода как периода поздней стадии разработки объекта. Поздняя стадия выработки основных запасов нефтяных месторождений страны обусловила необходимость особого подхода не только к технике и технологии добычи нефти, но и для предупреждения катастрофического износа трубопроводов.

Интенсивный коррозионно-механический износ промысловых трубопроводов приводит его к сквозному разрушению и резко долговечность оборудования.

Оказалось, что применяемые методы, препятствующие внутренней коррозии, в основном базирующиеся на использовании лучших известных ПАВ и ингибиторов коррозии, оказались недостаточно эффективны.

Классический метод катодной защиты предполагает использование гальванической связи коррозирующего металла с вспомогательным анодом.

Разрабатываемый вариант протекторной защиты для промысловых и магистральных трубопроводов исключает гальваническую (металлическую) связь расходуемого электрода с защищаемым оборудованием, что позволяет оптимизировать плотность тока по более значительной площади защищаемой поверхности и стимулировать в результате протекающих электрохимических реакций образование пассивирующих покрытий на поверхности металла труб, непосредственно в процессе транспортирования.

Предполагается, что нейтрализатором коррозионного износа может стать встречный процесс — образование твёрдой гладкой пассивирующей плёнки магнетита в процессе катодной (протекторной) защиты.