5 ВВЕДЕНИЕ
i
1 Промышленная безопасность современного нефтедобывающего
предприятия во многом определяется эксплуатационной надежностью нефтепромысловых объектов, наиболее представительными из которых являются трубопроводы систем сбора скважинной продукции и поддержания пластового давления. Согласно Федеральному закону от 21 июля 1997 г № 116 - ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» данные объекты относятся к опасным производственным объектам и требуют повышенного внимания к обеспечению их надежности и безотказности.
Отказы нефтепромысловых трубопроводов сопряжены с выбросами в окружающую среду значительного количества вредных веществ, оказывают отрицательное воздействие на окружающую среду, сопровождаются значительными потерями добываемой продукции и металлофонда.
Анализ литературных данных показывает, что основной причиной отказов нефтепромысловых трубопроводов является внутренняя коррозия 4 под действием агрессивной перекачиваемой продукции. В последние годы, в
' связи со снижением темпов добычи, повышением обводненности нефти и
широкого использования методов интенсификации, произошло усиление коррозионной агрессивности перекачиваемой по нефтепромысловым трубопроводам продукции, что привело к значительному росту аварийности в трубопроводных сетях.
В связи с этим решение проблемы повышения безопасности эксплуатации нефтепромысловых трубопроводов во многом зависит от эффективности средств противокоррозионной защиты. Одним из наиболее эффективных и технологичных методов противокоррозионной защиты является ингибиторная защита. Однако, несмотря на значительные успехи в области применения этого вида предотвращения разрушений технологических трубопроводов, их аварийность сохраняется на достаточно
6
высоком уровне, что делает актуальным вопрос повышения эффективности
i
технологии ингибиторной защиты.
Вопросы обеспечения безопасности работы нефтепромысловых трубопроводных систем неразрывно связаны с экономикой: мероприятия по снижению аварийности приводят к снижению эксплуатационных расходов предприятия, но, одновременно, сопряжены со значительными дополнительными затратами. Оптимизация данных затрат является актуальной задачей, решение которой позволит, за счет грамотного распределения материальных и финансовых ресурсов, повысить эффективность средств снижения аварийности.
В этой связи представляются актуальными работы, направленные на повышение эффективности экономически обоснованных мероприятий по снижению аварийности нефтепромысловых трубопроводов, оптимизации связанных с ними затрат и повышение на этой основе безопасности эксплуатации промысловых трубопроводных систем.
Целью диссертационной работы является повышение эффективности мероприятий, обеспечивающих безопасную эксплуатацию ч нефтепромысловых трубопроводов, на основе научно и экономически
обоснованного выбора средств и методов снижения аварийности.
Задачи исследований:
1. Анализ причин аварий нефтепромысловых трубопроводов месторождений Западной Сибири.
2. Исследование адсорбционных и защитных свойств ингибиторов коррозии в нефтепромысловых и модельных средах с целью определения области их наиболее эффективного применения.
3. Оценка вероятности аварий промысловых трубопроводов по причине коррозии.
4. Разработка методик научно-обоснованного выбора участков промысловых трубопроводов для ингибиторной защиты и оценки ее экономической эффективности.
7 Научная новизна
1. Применительно к исследованным объектам выявлен негативный вклад устойчивых скоплений жидкостей глушения и опрессовки в зарождение и развитие коррозионных дефектов на внутренней поверхности промысловых нефтепроводов транспортирующих низкообводненную продукцию (скорость коррозии порядка 10 мм/год).
2. Получена зависимость, связывающая вероятность аварий промысловых нефтепроводов с концентрацией бикарбонат- и хлор-ионов в попутнодобываемой пластовой воде, скоростью течения и обводненностью продукции, давлением перекачки и сроком эксплуатации, позволяющая определять участки нефтепроводов требующие внедрения превентивных мер по обеспечению безопасности их эксплуатации.
3. Получена зависимость, связывающая эффективности ингибиторной защиты со сроком эксплуатации промысловых трубопроводов, позволившая разработать методики оценки экономической эффективности и обоснованности противокоррозионных мероприятий, на основе которых произведена оптимизация мероприятий повышающих безопасность эксплуатации нефтепромысловых трубопроводов.
На защиту выносятся научно и экономически обоснованные разработки, направленные на повышение ресурса безопасной эксплуатации промысловых трубопроводов путем совершенствования технологии ингибиторной защиты
Практическая ценность и реализация работы.
Разработан метод оценки адсорбционных свойств ингибиторов коррозии на поверхностях твердых тел неорганического и органического происхождения позволяющий выбирать ингибиторы коррозии для защиты трубопроводов эксплуатирующихся в условиях гидро-абразивно-коррозионно-механического износа и металла внутренней поверхности сварного соединения трубопроводов с антикоррозионным покрытием.
8 Результаты лабораторных и промысловых исследований ингибиторов
коррозии использованы при планировании мероприятий по ингибиторной защите нефтепромысловых трубопроводов и обеспечению на этой основе их безопасной эксплуатации. Разработанные методики положены в основу руководств по оценке технико-экономической эффективности противокоррозионных мероприятий и применяются в Уфимском Филиале ООО «ЮганскНИПИнефть», подразделениях ОАО «Юганскнефтегаз» и сервисных компаниях, работающих в области противокоррозионной защиты и призванных обеспечивать безотказное функционирование оборудования.
Апробация работы
Основные положения работы докладывались на следующих научно-технических семинарах и конференциях: Научно-технических конференциях аспирантов и молодых ученых (г. Уфа, УГНТУ, 2001 - 2003 гг.); научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Проблемы развития нефтяной промышленности Западной Сибири. Бурение скважин, добыча нефти и газа. Экономика» (г. Тюмень, 12 - 15 марта 2001г.); региональном научно-практическом семинаре «Ресурсосбережение в нефтегазовохимическом комплексе» (г. Казань, 4-6 сентября 2002 г.); школе-семинаре по проблемам механики сплошных сред в системе добычи, сбора, транспорта, переработки нефти и газа (г. Уфа, ИПТЭР, 7-8 октября 2002 г.); IV Конгрессе нефтегазопромышленников России (г. Уфа, УГНТУ, 20-23 мая, 2003 г.).
Публикации
По теме диссертационной работы опубликовано 11 печатных работ, в том числе 8 статей, 2 тезиса докладов и 1 патент.
Структура и объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, трех глав, основных выводов; содержит 170 страниц машинописного текста, 21 таблицу, 56 рисунков, библиографический список использованной литературы из 104 наименований и 2 приложения.
1. АНАЛИЗ ПРИЧИН АВАРИЙНОСТИ ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ (на примере ОАО «Юганскнефтегаз»)
Выбор в качестве объектов анализа нефтепромысловых трубопроводов ОАО «Юганскнефтегаз» («ЮНГ») обусловлен тем, что проблемы обеспечения безопасной эксплуатации промысловых трубопроводов системы нефтесбора и поддержания пластового давления (ППД) в данном объединении являются характерными для Западной Сибири.
1.1 Дефекты промысловых трубопроводов
Основными дефектами промысловых трубопроводов, развитие которых приводит к авариям, связанным с разгерметизацией и проливу перекачиваемой продукции, являются /31/:
а) металлургические дефекты (слоистость, закаты, неметаллические включения, плены);
б) строительно-монтажные дефекты (царапины и задиры, наносимые на металл в процессе изготовления и монтажа трубопроводов, дефекты заводских сварных швов, дефекты сварных соединений труб, выполняемых в полевых условиях);
в) эксплуатационные дефекты (механические повреждения труб вследствие наезда техники, превышения допускаемого давления, усталостные трещины, дефекты коррозионного происхождения при воздействии агрессивной среды на наружную и внутреннюю поверхность труб).
Наиболее часто встречающимися дефектами коррозионного происхождения на внутренней стенке промысловых трубопроводов, являются канавки в районе нижней образующей трубы и отдельные язвы /53, 90/.
10 Особенностью канавочной коррозии является образование на нижней
образующей трубы канавки шириной 10 - 20 мм и длиной от 2 до 15 метров. Срок эксплуатации трубопроводов при этом не превышает 4 — 5 лет при скорости локальной коррозии 2,0 — 2,5 мм/год и выше /87/. Первоначально при развитии канавочной коррозии происходит образование следующих друг за другом язвенных углублений, которые затем сливаются в непрерывную канавку. Характер повреждений при протекании канавочной коррозии (образовании канавки строго по нижней образующей трубы, как правило, на восходящих участках) позволяет связывать ее возникновение с наличием в перекачиваемой продукции механических примесей 121. При этом происходит абразивное разрушение пленок продуктов коррозии, являющихся катодами по отношению к чистому металлу /15/, на нижней образующей трубы. Коррозионная активность металла повышается также в результате наклепа его поверхности частицами механических примесей /1/. Все это приводит к возникновению макрогальванопар и локализации коррозионных процессов в районе нижней образующей внутренней поверхности трубы.
При анализе причин возникновения и развития канавочной коррозии нельзя не учитывать фактор механических напряжений, которые возникают в металле вследствие гидродинамических особенностей перекачки трехфазной продукции, содержащей механические примеси. Движение в трубопроводе газоводонефтяных смесей часто сопровождается скачками давления и, как следствие, явлениями кавитации и гидравлического удара /52/, что повышает коррозионную активность металла вследствие действия механо-химического фактора /27/.
Развитие язвенных коррозионных дефектов происходит в два этапа /33/. Первоначально на поверхности металла образуется продолговатый «каньон» длиной 200 - 300 мм и глубиной до 3 мм. Ширина его в направлении движения потока жидкости уменьшается с 15-20 до 2-5 мм. На втором этапе происходит образование свища диаметром 5-10 мм
11
примерно в середине «каньона». Отмечается практически полное отсутствие продуктов коррозии на поверхности язвы или свища.
На развитие локальных видов коррозии неблагоприятное влияние, вследствие образования макрогальванических элементов, оказывают сульфиды железа, появляющиеся при взаимодействии ионов железа с сероводородом /26/. В работе /33/ произведен химический анализ продуктов коррозии в местах локализации коррозионных дефектов. Выявлено наличие в продуктах коррозии соединений серы, что свидетельствует об участии сероводорода в коррозионном процессе. Сероводород, в промысловых средах нефтяных месторождений Западной Сибири, имеет, как правило, биогенное происхождение/21, 50/.
1.2 Факторы, определяющие безопасность эксплуатации нефтепромысловых трубопроводов
1.2.1 Срок эксплуатации
На балансе ОАО «ЮНГ» находится 8292,6 км трубопроводов, их распределение по назначению и срокам эксплуатации представлено в таблице 1.1. На рисунке 1.1 представлены диаграммы, показывающие распределение сроков эксплуатации трубопроводов в четырех НГДУ, входящих в состав ОАО «ЮНГ»: «Мамонтовнефть» («МН»), «Майскнефть» («МсН»), «Юганскнефть» («ЮН») и «Правдинскнефть» («ПН»). Отсутствие на рисунке данных по Дирекции по обустройству нефтяных месторождений (ДОМНГ) связано с тем, что срок эксплуатации трубопроводов в данном структурном подразделении ОАО «ЮНГ» не превышает трех лет.
Из данных таблицы 1.1 следует, что 48 % нефтепроводов и 75 % водоводов имеют срок эксплуатации, превышающий 10 лет, что не может не сказаться на повышении аварийности промысловых трубопроводов. Это подтверждается дачными рисунка 1.2, на котором представлено распределение удельной частоты порывов по возрастным категориям
12
промысловых трубопроводов. Из рисунка 1.2 видно увеличение уровня
аварийности с повышением срока эксплуатации трубопроводов.
Как показал проведенный автором анализ причин аварийности промысловых трубопроводов ОАО «ЮНГ», подавляющее число эксплуатационных дефектов, являющихся причиной разгерметизации трубопроводов имеют коррозионное происхождение и возникают вследствие воздействия коррозионно-агрессивной перекачиваемой среды на металл внутренней стенки трубопроводов. Это объясняет характер зависимости уровня аварийности от срока эксплуатации (рисунок 1.2) — с повышением срока эксплуатации происходит увеличение глубины коррозионных дефектов и, как следствие, повышается вероятность разгерметизации трубопроводов. При этом в результате аварийных разливов нефти ежегодно загрязняется порядка 350 тыс.м2 территории, что свидетельствует об актуальности вопросов обеспечения промышленной безопасности при эксплуатации промысловых трубопроводов.
Просматривается тенденция к повышению доли порывов трубопроводов по причине внутренней коррозии — с 50 % в конце 80-х годов до 95-98 % в данный период /56/. Это, по мнению автора, связано с тем, что основной чертой эксплуатации большинства нефтяных месторождений, входящих в состав ОАО «ЮНГ», является снижение объемов добычи нефти и, как следствие, расслоенный режим течения добываемой продукции по промысловым нефтепроводам допускающий контакт
коррозионноагрессивной попутно-добываемой пластовой воды с металлом внутренней стенки труб. Это, а также повышение обводненности добываемой нефти, увеличение содержания механических примесей и развитие коррозионноактивного биоценоза привело к повышению коррозионной агрессивности перекачиваемой продукции и, как следствие, увеличению уровня аварийности по причине внутренней коррозии (рисунок 1.3).
13
Таблица 1.1 - Парк трубопроводов ОАО «ЮНГ» по состоянию на 01.01.2003
Протяжен в том числе по возрастной категории
Назначение трубопроводов ность трубопро До 5 лет 5-10 лет 10-15 лет Свыше 15 лет
км % км % км % км %
водов, км
Водоводы и нефтепроводы 8292,6 1695,6 20,4 1591,4 19,2 2451,3 29,5 2554,0 30,8
Водоводы, 3644,5 461,0 12,6 433,5 11,8 1159,4 31,8 1590,5 43,6
в т.ч.:
- высоконапорные, 2864,9 303,2 10,5 303,1 10,5 959,2 33,5 1299,2 45,3
- низконапорные 779,6 157,8 20,2 130,4 16,7 200,1 25,6 291,2 37,4
Нефтепроводы,
в т.ч.: 4648,1 1234,6 26,5 1157,9 24,9 1291,9 27,8 963,5 20,7
- выкидные линии,
- нефтесборные 755,0 110,2 14,6 174,0 23,0 217,9 28,9 252,8 33,5
коллектора, 2675,4 572,5 21,4 870,2 32,5 761,3 28,4 471,2 17,6
напорные нефтепроводы, 931,1 440,8 47,3 113,6 12,2 280,1 30,1 96,5 10,4
- нефтепроводы 286,5 110,9 38,7 0 0 32,5 11,3 143,0 49,9
транспорта товарной
нефти
? 50%
115%
18%
НГДУ "MH"
? 17%
D26%
115%
Ш2%НГДУ"ЮН" И27%
пзо%
120%
? 27% "23%
НГДУ"ПН"
¦до 5 лет ? 10 -15 лет
¦ 5-10 лет ? свыше 15 лет
а 12%
о 37%
31%
НГДУ "МсН"
120%
Рисунок 1.1 -Распределение промысловых трубопроводов НГДУ, входящих в состав ОАО «Юганскнефтегаз» по возрастам
Г=1
2
*
it
"а. о с
о
аз
3
I
8
<а
I
0.12 1
0.1 -
0.08 -
0.06 -
0.04 -
0.02 -
о
До 5 лет
¦водоводы -нефтепроводы
5 -10 лет
10-15 лет Свыше 15 лет
Возрастная категория
Рисунок 1.2 - Аварийность промысловых трубопроводов ОАО "ЮНГ" по
возрастным категориям
15
1500
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001
Год Рисунок 1.3 - Динамика изменения количества аварий по причине
внутренней коррозии в ОАО "ЮНГ"
1.2.2 Состав перекачиваемой продукции
Добываемая на месторождениях ОАО «ЮНГ» нефтяная продукция характеризуется различными значениями обводненности (таблица 1.2). Это обуславливает широкий спектр коррозионных проявлений, связанных с фазовым составом и режимом перекачки продукции: различные виды локальной коррозии (язвенная и канавочная), локализация коррозионных дефектов по трассе трубопровода и по сечению трубы.
Таблица 1.2 - Средняя обводненность добываемой нефти по ОАО «ЮНГ» на 8.10.2002
НГДУ Обводненность, %
домнг 6,3
«МсН» 63,6
«мн» 85,7
«ПН» 39,4
«юн» 81,1
Нефть, добываемая в ОАО «ЮНГ», в основном представляет собой смесь большого числа различных углеводородов парафинового, нафтенового и ароматического рядов и не является коррозионноагрессивной. Лишь
16
незначительная ее часть состоит из кислородных, азотных и сернистых соединений, которые оказывают влияние на коррозионные процессы и представлены сульфидами, дисульфидами, меркаптанами и тиофенами. Плотность нефти месторождений ОАО «ЮНГ» находится в пределах от 750 до 850 кг/м3 и различается для разных продуктивных пластов.
Пластовые попутнодобываемые воды представляют собой слабокислые и нейтральные минерализованные растворы, содержащие хлориды кальция, магния, натрия, некоторое количество сульфатов, гидрокарбонатов и микрокомпоненты (йод, бром, аммоний, железо, барий и
ДР-)-
Минерализация промысловых вод зависит от их источника.
Проведенные анализы показали, что в среднем для пластовых и подтоварных вод она составляет 10—15 г/л, для вод альб-сеноманского горизонта (сеноманские воды) - 15-20 г/л, для пресных - менее 1 г/л. При равенстве прочих коррозионных факторов, увеличение минерализации в указанных пределах приводит к повышению коррозионной активности, так как при этом повышается электропроводность среды /34/.
Состав попутнодобываемых пластовых вод не постоянен во времени, он меняется в процессе эксплуатации месторождения с использованием заводнения, проведения мероприятий по ремонту скважин и повышению нефтеотдачи. В качестве примера на рисунке 1.4 показано изменение содержания хлористых солей и механических примесей в перекачиваемой продукции ДНС-18 (НГДУ «МН»). Видно, что состав пластовой воды меняется в течение года в достаточно широком диапазоне, следствием чего является непрерывное изменение коррозионной агрессивности перекачиваемой продукции.
Основными факторами, определяющими коррозионную агрессивность транспортируемых по промысловым трубопроводам ОАО «ЮНГ» сред являются:
- состав воды, ее рН и минерализация;
17
- содержание растворенных газов (углекислого газа, кислорода и
сероводорода);
- наличие коррозионноактивной микрофлоры (СВБ, УОБ, ТБ);
- наличие механических примесей.
12000
10000
8000
6000
4000
2000
=-¦¦
С1-
НСОЗ-2---Са+2
-Na+K
-м-
-н-
•/
Рисунок 1.4 - Изменение ионного состава пластовой воды на ДНС-18 НГДУ "Мамонтовнефть" в 2001г.
В связи с интенсификацией добычи нефти в последние годы резко усилился вынос механических примесей, содержание которых в перекачиваемой по промысловым трубопроводам продукции может превышать значения 1000-1500 г/т. Это происходит вследствие увеличения глубины спуска скважинных погружных насосов и широкого применения гидроразрыва пласта (ГРП). Из рисунка 1.5, полученного автором при анализе данных по ОАО «ЮНГ», видно значительное влияние количества механических примесей в перекачиваемой по промысловым трубопроводам продукции на уровень аварийности.
Показатель кислотности воды (рН) может косвенно характеризовать коррозионную активность среды. Проведенные автором анализы показали, что значения рН попутнодобываемых и используемых в системе ППД ОАО «ЮНГ» вод, находятся в пределах от 6,5 до 7,5. Общая коррозия в средах с подобными значениями рН не столь опасна как локальная, что |
