28 Фев

Выбор труб коррозионно-стойкого исполнения для транспортировки жидкости, добываемой из Юрских отложений




Номер части:
Оглавление
Содержание
Журнал
Выходные данные


Науки и перечень статей вошедших в журнал:

Введение.  Ежегодно по промысловым трубопроводам Западной Сибири перекачиваются сотни кубометров нефти, газа и технологических жидкостей, содержащих в больших количествах такие коррозионноактивные компоненты, как сероводород, двуокись углерода, ионы хлора и т.д.

Из-за высокой агрессивности транспортируемых сред сроки службы промысловых трубопроводов значительно ниже нормативных. С увеличением инцидентов на трубопроводах растет потребность в капитальном ремонте, неуклонно растут затраты на проведение ремонтов, а вследствие простоя трубопроводов снижаются показатели по добыче нефти. В это же время площади загрязненных земель увеличиваются высокими темпами. Все это в свою очередь грозит предъявлением серьезных штрафных санкций, повышением затрат на капитальный ремонт трубопроводов и на природоохранные мероприятия [1].

Трубопроводы одинакового сорта и диаметра с идентичной микроструктурой и химическим составом  в схожих условиях эксплуатации значительно отличаются сроком безаварийной службы: одни работают без повреждений весь проектный срок, другие разрушаются в результате сквозных коррозионных повреждений значительно раньше [2,7].

Основными причинами отказов трубопроводов являются [3,4]:

— Не соответствие планируемых объемов добычи фактическим, то есть отсутствие фактического заполнения трубопроводов, расслоение потока жидкости и выделение свободной воды по нижней образующей (что приводит к возникновению локальной и ручейковой коррозии по нижней образующей).

— Перекачка сильноагрессивной жидкости добываемой из пластов Юрских отложений, с аномально высоким содержанием НСО3.

— Не соответствие применяемых материалов агрессивности перекачиваемой жидкости.

В последнее время сильно возросли объемы глубинного бурения. Меловая система постепенно уходит на второй план. Самые глубокие пласты этой системы – Ачимовские, сильно  уступают в объемах бурения Юрским отложениям.

В качестве примера, проанализируем добычу углеводородного сырья на одном из небольших месторождений Западной Сибири.  (см. рисунок N1) .

Рисунок N 1. Объемы бурения в 2012-2014 гг.

Полный анализ жидкости, добываемой из пластов Юрских отложений на данном месторождении, показывает, что содержание гидрокарбонат-ионов очень высоко. (см. таблицу N1).

Химический состав добываемой жидкости.

                                                                                                                       Таблица № 1

N

Пласт Плотность при 20С,г/см3 рН % воды, общий

Состав воды мг/л.

СО3 С HCO3 Na Ca Mg
1 ЮС 2/1 1.013 6.61 45.9 0 9943.73 2092.3 6959.79 108.22 82.69
2 ЮС 2/1 1.015 7.25 93.6 0 11099.4 2189.9 7502.6 160.32 179.97
3 ЮС 1/2 1.013 7.88 97.1 0 10486.1 1049.2 6821.8 204.41 75.39
4 ЮС 1/2 1.013 8.36 96.7 0 10204.3 1061.4 6643.55 172.34 94.85

Такое количество гидрокарбонат-ионов ведет к образованию углекислотной коррозии, при которой процесс растворения железа описывается по следующему механизму:

Защитить трубопровод от такой реакции можно следующими способами:

  1. Добавлением ингибиторов коррозии в перекачиваемую среду;
  2. Применением труб с внутренним антикоррозионным покрытием для того, чтобы свести к минимуму взаимодействие металла с перекачиваемой средой;
  3. Применением неметаллических труб.

Промышленный опыт показывает, что применение ингибиторов помимо капитальных вложений в строительство узлов ингибирования, требует постоянных эксплуатационных затрат, связанных с расходами реагентов, обслуживания дополнительного оборудования и регулярным контролем эффективности защиты [5,6].

Опыт работы нефтяных компаний показывает высокую технологическую эффективность и надежность трубопроводов, построенных с использованием труб с высокой коррозионной устойчивостью, изготовленных по современным технологиям [8].

На месторождении, которое я рассматриваю в качестве примера, наряду со стальными трубами с базовым наружным покрытием, применяются стальные трубы с внутренним покрытием на  основе полимерных эпоксидных и модифицированных эпоксидных материалов, стекловолокнистые трубы и гибкие полимерно-металлические трубы. (см. таблицу N2).

Трубопроводы с высокой коррозионной устойчивостью на месторождении.

                                                                                                                       Таблица № 2

 

Наименование

трубопровода

Типоразмер,мм Перекачивае-мая среда Дата ввода Тип исполнения Состояние

Пласт

1 Нефтепровод узла подключения ДНС. 450 жидкость с кустов 2005 стекловолокнистая действующий. ЮС ½
2 Нефтепровод от т.вр.1 до т.вр. 320 жидкость с кустов 2004 стекловолокнистая действующий.

 

ЮС 2/1
3 Нефтепровод от т.вр.2 до т.вр. 114х6 жидкость с кустов 2010 стальная, с внутрен- ним  покрытием на основе ПЭП-585. действующий. ЮС ½
4 Нефтепровод от к.1 до т.вр. 159х6 жидкость с кустов 2010 стальная, с внутрен- ним  покрытием на основе ПЭП-585. действующий. ЮС 2/1
5 Нефтепровод от к.2 до т.вр. 114х6 жидкость с кустов 2005 гибкая полимерно-металлическая действующий. ЮС ½
6 Нефтепровод от к.3 до ДНС. 114х6 жидкость с кустов 2005 гибкая полимерно-металлическая действующий. ЮС 2/1

Как видно из таблицы, трубопроводы коррозионно-стойкого исполнения на данном месторождении, работают безотказно. На основе опыта многолетней эксплуатации, рассмотрим преимущества и недостатки каждого исполнения.

Стекловолокнистые трубы характеризуются низкой плотностью, низкой теплопроводностью, немагнитностью. Они обладают антистатическим эффектом и высокой стойкостью к агрессивным средам. Трубы, изготовленные из этих материалов, имеют достаточно широкий температурный диапазон и рабочие давления.

Однако у стеклопластиковых труб существуют и значительные недостатки, приводящие к серьезным ограничениям их применения, а в ряде случаев и полной невозможности.

Таковыми недостатками являются:

  1. Высокие затраты на монтаж и ремонт объектов, оснащенных такими трубами;
  2. Повышенное отложение парафинов на внутренней поверхности в ряде случаев;
  3. Неремонтнопригодность в условиях нефтепромысла;
  4. Несовпадение присоединительных типоразмеров с обыкновенными трубами.

Трубопроводы с внутренним покрытием на основе эпоксидных материалов также обладают высокой коррозионной стойкостью, имеют широкий температурный диапазон и рабочие давления. На стороне этого типа исполнения и тот факт, что большая часть трубопроводного транспорта построена с использованием стальных труб. Никаких сложностей с подключением к действующим объектам не возникает.

Гибкие полимерно-металлические трубы (ГПМТ) обладают всеми  достоинствами вышеперечисленных и имеют ряд преимуществ:

  1. Легкость монтажа;
  2. Простота ремонта;
  3. Удобная транспортировка;
  4. Повышенная заводская готовность;
  5. Повышенная пропускная способность.

Заключение. Наиболее популярным методом борьбы с коррозией на сегодняшний день является защита внутренней поверхности трубопроводов порошковым эпоксидным покрытием ПЭП-585, соединение труб с внутренним антикоррозионным покрытием с применением сварки с использованием втулки с внутренним полимерным покрытием (для защиты сварного стыка), а также применение технологии соединения «Батлер» (конус-раструб) [9,10]. Для трубопроводов, которые перекачивают жидкость из Юрских отложений, не желательно применять обычное металлическое покрытие труб, я рекомендую использовать гибкие полимерно-металлические трубы.

Литература:

  1. Вирясов А.Н., Гостинин И.А , Семенова М.А. Применение труб коррозионно-стойкого исполнения для обеспечения надежности нефтегазотранспортных систем Западной Сибири [Электронный ресурс]// «Инженерный Вестник Дона», 2013, № 1. — Режим доступа http://www.ivdon.ru/magazine/archive/n1y2013/1487 (доступ свободный) – Загл. с экрана. – Яз. рус.
  2. РД 03-418-01. Методические указания по проведению анализа риска опасных производственных объектов утв. Постановлением № 30 Госгортехнадзора России от 10.07.2001. — 18 с.
  3. Бородавкин П.П., Березин В.Л. Сооружение магистральных трубопроводов: Учебник для вузов. — М.: Недра, 1987.
  4. РД 39-132-94. Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов. утв. Минтопэнерго РФ от 30.12.1993. — 2 с.
  5. Методика вероятностной оценки остаточного ресурса технологических стальных трубопроводов НПО «Трубопровод», ВНИПИнефть, согласовано Госгортехнадзором РФ 11.01.96.
  6. Ясин Э.М., Черникин В.И. Устойчивость подземных трубопроводов. — М.: Недра, 1968.
  7. Бабин Л.A., Григоренко П.Н., Ярыгин Е.Н. Типовые расчеты при сооружении трубопроводов: Учеб. пособ. для вузов. — М.: Недра, 1995.
  8. Болотин В.В. Ресурс машин и конструкций. — М.: Машиностроение,
    1990.-448 с.
  9. Коррозия и защита химической аппаратуры. Нефтеперерабатывающая и нефтехимическая промышленность. /Под ред. А.М. Сухотина, А.В. Шрейдера и Ю.М. Арчакова. Т.9. — М.: Химия, 1974.
  10. Методика определения характеристик трещиностойкости труб нефтегазопроводов. — Уфа: ВНИИСПТнефть, 1988.
    Выбор труб коррозионно-стойкого исполнения для транспортировки жидкости, добываемой из Юрских отложений
    Written by: Гостинин И.А
    Published by: БАСАРАНОВИЧ ЕКАТЕРИНА
    Date Published: 05/08/2017
    Edition: ЕВРАЗИЙСКИЙ СОЮЗ УЧЕНЫХ_ 28.02.2015_02(11)
    Available in: Ebook