Условия эксплуатации промысловых трубопроводов

На начало века на Ватьеганском месторождении ОАО «Когалымнефтегаз» находились в эксплуатации около 1000 км трубо­проводов различного назначения и диаметра, 30 % из них со­ставляли нефтесборные трубопроводы, 9,9 % - напорные нефте­проводы от дожимной насосной станции (ДНС), 12,5 % - внутриплощадочные нефтепроводы, 43 % и 4,6 % - высоконапорные и низконапорные водоводы, соответственно.

Более 45 % трубопроводов находится в эксплуатации свыше 10 лет (рисунок ниже).

Возрастной состав трубопроводов

1 - 0008 (2)

Надежность нефтепромысловых трубопроводов снижается по причине воздействия коррозионно-активных перекачиваемых жидкостей на металл труб. По трубопроводам системы нефтесбора перекачивается скважинная продукция, добываемая на Ватьеганском месторождении НГДУ «Повхнефть», где выде­лено пять самостоятельных продуктивных пластов: АВ1/2, БВ1, АВ8, АВЗ, ЮВ1 (рисунок и таблица ниже). Средняя глубина залегания пластов составляет соответственно 1935, 2730, 2278, 1942 и 2831 м.

В конце прошлого столетия на Ватьеганском месторождении начался рост обводненности, за анализируемый период она уве­личилась в среднем на 50 % (рисунок ниже).

Отношение дебитов пластов к общему объему добычи

1 - 0008 (2) - копия

Параметры пластов Ватьеганского месторождения

Наиме­нование пласта

Газовый фактор, м33

Плот­ность нефти, г/см3

Плот­ность воды, г/см3

Давле­ние на­сыщения, МПа

Вяз­кость нефти, МПа'С

Темпе­ратура пласта, °С

Содер­жание азота, %

Плот­ность газа, г/см3

АВ1/2

40

0,860

1,013

8,4

2,47

64

2,6

0.628

АВ3

40

0,860

1,013

8,4

2,47

64

2,6

0,628

АВ6

44

0,839

1,012

7,7

2,48

68

0

0

АВ7

44

0,863

1,014

7,7

3,00

71

2,6

0,628

АB8/1

43

0,844

1,014

8,0

1,69

71

2,6

0,766

АB8/2

43

0,844

1,014

8,0

2,90

71

2,4

0,677

БB1

33

0,863

1,013

7,6

2,07

73

2,6

0,692

БB6/2

50

0,831

1,012

8,8

2,60

78

2,6

0,744

БB7/1

50

0,831

1,016

8,8

2,60

80

2,4

0,744

БB10

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

С увеличением глубины залегания пластов минерализация пластовых вод увеличилась от 19,39 (АВ3) до 27,16 г/л (ЮB1). Основной вклад в формирование минерализации вносит ион хлора (таблица ниже).

Средняя обводненность жидкости по пластам

1 - 0009

Средний состав пластовых вод Ватьеганского месторождения

Пласт

Химический состав, мг/л

Минера­лизация, мг/л

Сl-

SO42-

HCO-3

Са2+

Mg2+

Na++K+

АВ1/2

БВ1

АВ8

АВЗ

ЮВ1

12309,30 12390,24

13642,71

12153,12

15865,30

11,45

7,98

6,26

12,67

13,40

218,39

390,70

447,37

176,63

567,30

837,27

899,97

1439,86

855,72

742,62

93,23

66,54

159,16

80,23

88,48

7210,60

7292,10

7353,84

7081,60

9870,25

20692,38

21072,24

23056,70

19397,71

27163,54

Концентрация бикарбонат-ионов в водах пластов ЮВ1 и АВ8 существенно выше, чем в водах других пластов (см. таблицу выше). Поскольку поступление ионов НСО3 в раствор происходит за счет диссоциации угольной кислоты, высокими будут и значения концентрации в этих пластах растворенного углекислого газа, способствующего протеканию углекислотной коррозии.

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 нагнетательных скважин. В среднем содержание СВБ в перекачиваемых средах Ватьеган­ского 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 углеводородокисляющих бактерий, продукты жизнедеятельности которых служат источниками пи­тания для СВБ, и наличии достаточного количества сульфа­тов. Температура в пластах Ватьеганского месторождения (см. таблицу выше) намного превышает оптимальные условия развития СВБ, в связи с чем сульфатредукция может протекать в приза­бойных зонах нагнетательных скважин, охлажденных закачива­емой водой. С увеличением объемов закачки воды количество таких зон, как и их общий объем, должно увеличиваться. Объем закачки воды по годам увеличивается и, как следствие, проис­ходит интенсификация процесса сульфатредукции в заводняе­мых пластах.

В конце прошлого столетия на Ватьеганском месторождении НГДУ «Повхнефть» отмечено резкое увеличение числа порывов как на нефтепроводах, так и на водоводах; произошло 249 по­рывов нефтепроводов (рисунок ниже). Аналогичная закономерность прослеживается и для удельной аварийности трубопроводов (рисунок ниже).

Динамика аварийности трубопроводов

1 - 0011 - копия

Изменение удельной аварийности трубопроводов систем нефтесбора и ППД

1 - 0011

Средние значения удельной аварийности в зависимости от назначения трубопроводов имеют следующие значения:
напорные нефтепроводы - 0,026 шт/год/км;
низконапорные водоводы - 0,084 шт/год/км;
высоконапорные 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 ниже).

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.

Самыми высокими являются затраты на ликвидацию аварий на нефтепроводах диаметром 325 и 219 мм и водоводах диамет­ром 114 и 426 мм.

Удельная аварийность трубопроводов в зависимости от их диаметров

Диаметр, мм

Удельная аварийность, шт/год/км

нефтепроводы

водоводы

114

0,012

0,010

159

0,103

-

168

0,038

0,012

219

0,049

0,030

273

0,054

0,034

325

0,045

-

426

0,024

0,250

Наибольшим количеством разлитой нефти (жидкости) ха­рактеризуются нефтепроводы диаметром 219 и 426 мм и водово­ды диаметром 114 и 273 мм (таблице ниже). Количество аварий на трубопроводах резко возросло (см. рисунок выше) 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) (рисунки ниже).

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

Диаметр, мм

Затраты, руб.

Количество разлитой нефти, т/жидкости, м3

нефтепроводы

водоводы

нефтепроводы

водоводы

114

16315,10

7168,25

0,14

21,6

159

17708,10

-

0,142

168

38205,77

4379,70

0,142

18,56

219

71360,99

6137,46

0,381

18,35

273

15993,93

5602,52

0,11

106,00

325

113109,76

-

0,22

-

426

25840,26

8443,6

0,5

20,75

Большое Значение для экологической обстановки на нефтега­зовых предприятиях имеет эффективность противокоррозионных мероприятий (в частности, использование ингибиторов кор­розии).

На Ватьеганском 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 (см. рисунок выше) не представляется возможным в связи с отсутствием ретроспективных данных о его использовании. Хотя в 2001 году и наблюдалось резкое снижение удельной аварийности низкона­порных водоводов (см. рисунок ниже), 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, коагулированных взвешенных частиц (КВЧ), расслоение водо­нефтяных эмульсий при определенных гидродинамических ре­жимах течения.

Площадь замазученности при аварии трубопроводов системы нефтесбора Ватьеганского месторождения НГДУ «Повхнефть»

1 - 0013

Площадь загрязнения при аварии трубопроводов системы ППД Ватьеганского месторождения НГДУ «Повхнефть»

1 - 0014

Для месторождений ОАО «Когалымнефтегаз» характерны отказы трубопроводов по причине коррозии, носящей локаль­ный характер и развивающейся по нижней образующей трубы (рисунок ниже).

Образцы трубопроводов с язвенной (слева) и канавочной (ручейковой) (справа) коррозией

1 - 0015

Одним из эффективных методов повышения надежности тру­бопроводов систем сбора и транспорта обводненной нефти может быть 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.
Наиболее прогрессивным средством обеспечения высокой Надежности трубопроводных систем нефтегазопромыслов может сказаться применение труб в коррозионностойком исполнении. Это трубы нового поколения или так называемые комбинированные трубы высокого давления.

Высокая коррозионная стойкость этих труб обеспечивается тем, что их рабочие поверхности выполнены из полиэтилена. К комбинированным трубам относятся гибкие полимерно-металлические трубы (ГПМТ), металлопластовые и бипластмассовые трубы, а также стальные трубы, футерованные полиэтиленом (СФН).

В начале 90-х годов прошлого столетия ОАО «АНК «Башнефть», осуществляя внедрение коррозионностойких труб, оста­новила свой выбор на полимерных армированных трубах (гиб­ких полимернометаллических и металлопластовых) и стальных трехтрубных секциях, футерованных полиэтиленом. В настоя­щее время коррозионностойкие трубы успешно производятся и эксплуатируются на предприятиях Компании, составляя третью часть от действующего парка трубопроводов (рисунок ниже). Их внедрение позволило значительно повысить надежность трубо­проводных систем, например, показатель удельной аварийности снизился более чем в семь раз (рисунок ниже).

Динамика внедрения коррозионно-стойких трубопроводов

1 - 0016 - копия

Анализ аварийности трубопроводной системы ОАО «АНК «Башнефть»

1 - 0016

Согласно отраслевым нормативным документам, срок служ­бы коррозионностойких трубопроводов должен быть не менее 20 лет. Однако ряд объективных и субъективных факторов влияет на прогнозируемую работоспособность труб. Анализ от­казов коррозионно-стойких трубопроводов на предприятиях Об­щества выявил различные причины, которые можно объединить в две группы, - конструктивные недостатки и нарушение техно­логических процессов.

Специалисты, осуществляющие надзор за внедрением коррозионно-стойкнх труб, систематически ведут централизованный сбор и анализ информации о производстве, эксплуатации и ава­рийности трубопроводов. По всем случаям порывов и отказов коррозионно-стойких трубопроводов проводятся технические расследования: изучение и анализ технической документации, опрос должностных лиц, осмотр места отказов, отбор и отправка на исследование образцов, лабораторные исследования, анализ информации о характере и причинах разрушений.

В начале 2003 года произошло семь отказов на высоконапор­ных водоводах системы ППД построенных из секций стальных труб диаметром 114x8 мм, футерованных полиэтиленом (СФП) по причине выхода из строя протекторов. Наработка трубопро­водов составила от 4 до 15 месяцев. Рабочие давления составили от 13,2 до 15,1 МПа, глубина залегания - от 0,6 до 1,5 м. Все случаи повреждений СФП идентичны и представляют собой разрыв тела стальной трубы по образующей в калиброванной части законцовки на расстояние 230-380 мм от стыка. Ширина разлома составляет 10-50 мм.

В ходе расследования рассматривалось несоблюдение требо­ваний к строительству и эксплуатации СФП. Здесь налицо несоответствующее минимальной норме заглубление трубопро­водов, испытывающих механические нагрузки при неравномер­ных деформациях грунта. Возможно, имело место предвари­тельное напряжение трубопровода (упругий изгиб по заданному профилю), излом трубопровода при укладке в траншею; прови­сание трубопровода из-за неровного дна траншеи и последующее разрушение под собственным весом и весом грунта. Определен­но, трубопроводы испытывали циклическое нагружение при до­статочно высоком внутреннем давлении.

Однако внешние и внутренние нагрузки и воздействия, воз­никающие при строительстве и эксплуатации трубопроводов, являются в данном случае не основным, а дополнительным фак­тором при низком запасе прочности калиброванной части сталь­ной трубы.

Лабораторные анализы показали, что воздействие на законцовку при её калибровании приводит к охрупчинанию металла стальной трубы.

В процессе калибрования законцовка подвергается значительным радиальным нагрузкам, а непропорциональное соотношение «диаметр – толщина стенки» Приводит к возникновению микротрещин в теле стальной трубы. На основании технического расследования был проведён прочностной расчёт толщины стенки стального трубопровода и принято решение производить футерованные трубы диаметром 114 мм с толщиной стенки 6,5 мм. Помимо устранения конструктивных недостатков, был достигнут значительный экономический эффект от снижения металлоёмкости стальных труб.

Расследование следующего отказа футерованного нефтепровода протяжённостью 2670 м диаметром 273x8 мм выявило недостатки технологии монтажа. При пуске в эксплуатацию была обнаружена низкам пропускная способность трубопровода, диагностическое обследование показало штуцирование потока в трёх секциях трубопровода. При осмотре вырезанных секций обнаружены кольцевые вздутия полиэтиленовой оболочки. В межтрубном пространстве присутствует рабочая жидкость, что указывает на нарушение целостности полиэтиленовой оболочки, при этом качество защемления удовлетворительное.

Основной причиной отказа нефтепровода является деформация полиэтиленовой оболочки в период монтажа трубопровода.

В 2003 году был зафиксирован первый случай отказа СФП в результате разрушения стальной трубы по месту сварного стыка. Причина повреждения - отработавший ранее амортизационного срока протектор, что повлекло коррозионное разрушение наконечника, проникновение агpeссивной транспортируемой среды в межтрубное пространство и последующее разрушение стальной трубы. Данное явление - результат конструктивных недостатков СФП.

Отказы гибких полимерно-металлических трубопроводов происходят, как правило, в тех случаях, когда они смонтированы из труб, выпушенных до 1998 года. Тогда внутренняя камера ГПМТ изготавливалась из полиэтилена высокого давления. Лабораторные обследования образцов внутренней камеры ГПМТ свидетельствует об ухудшении механических свойств металла на 30-50% по сравнению с исходными значениями.

Расследование порывов и отказов металлопластиковых труб выявило несколько причин аварийности. Во-первых, заводской брак, когда имеют место нарушения технологических режимов изготовления труб: недостаточная прочность проволочного каркаса в результате несоблюдения шага навивки; пережог проволок каркаса; присутствие в полимерном материале трубы посторонних включений; некачественная приварка законцовок к телу трубы. Во-вторых, строительный брак, когда при укладке смонтированного трубопровода не соблюдается допустимый радиус изгиба, что приводит к нарушению герметичности в месте соединения труб. И, в-третьих, это несоблюдение правил транспортирования груб выявлены дефекты в виде надрезов и вмятин на внешней поверхности трубы.

Таким образом, сложные условия транспорта продукции скважин создают благоприятные условия для коррозионного повреждения промысловых трубопроводов и наносят огромный экономический и зкологический урон. Основными методами и средствами борьбы с коррозионным разрушением являются использование ингибиторов коррозии и применение труб в коррозионностойком исполнении.
Рейтинг@Mail.ru