Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Исследование закономерностей внутренней коррозии нефтегазопроводов на поздней стадии разработки месторождений и повышение их эксплуатационной надежности

ВАК РФ 25.00.19, Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ

Автореферат диссертации по теме "Исследование закономерностей внутренней коррозии нефтегазопроводов на поздней стадии разработки месторождений и повышение их эксплуатационной надежности"

УДК 622.692.4 На правах рукописи

Фаритов Айрат Табрисович

Исследование закономерностей внутренней коррозии нефтегазопроводов на поздней стадии разработки месторождений и повышение их эксплуатационной

надежности

Специальности : 25.00.19 «Строительство к эксплуатация

нефтегазопроводов, баз и хранилищ» 05.26.03 «Пожарная и промышленная безопасность» (нефтегазовый комплекс)

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

\

Уфа 2006

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИГГГЭР»), г. Уфа

!

Научный руководитель - кандидат технических наук

Худякова Лариса Петровна

Официальные оппоненты: - доктор технических наук

Гумеров Кабир Мухамегович

доктор технических наук, профессор Халнмов Андались Гарнфович

Ведущее предприятие - Открытое акционерное общество

«Институт «Нефтегазпроект», г.Тюмень

Защита диссертации состоится 27 декабря 2006 года в 14°° часов на заседании диссертационного совета Д.222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИГГГЭР».

Автореферат разослан 27 ноября 2006 г.

Ученый секретарь диссертационного совета кандидат технических наук

Л.П. Худякова

опщли хлглкт'псппсл глкотм

Актуальность работы. Снижение экономических издержек предприятия и экологических последствии при высокой аварийности нефтепромысловых объектов на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений является насущной проблемой нефтедобывающих предприятии Западной Сибири, характеризующихся коррозией, протекающей но механизму углекн-елотной коррозии. Протяженность ежегодно заменяемых трубопроводов из-за их преждевременного выхода из строя по причине внутренней коррозии, например по компании ОЛО «ТНК-ВР», составляет более 500 км. В других нефтяных компаниях ситуация аналогичная. Ежегодно происходит замена от 2 до 10 % трубопроводного фонда предприятий.

По экспертным оценкам, общая стоимость заменяемых вследствие достижения предельного состояния промысловых трубопроводов (пт) в РФ составляет несколько миллиардов рублей.

Вопросам поиска закономерностей развития углскнслотной коррозии систем нефтегаздебора н решению задач, направленных па ее снижение, посвящены работы ученых В.И. Бойко, Э.М. Гутмана, 13.В. Завьялова, Г.Г. Корнилова, Д.Г, Хуршудова, Ф.М. Галина, А.К. Галдя мола, Ю.Г. Рождественского, Л.П. Худяковой и др.

Разработанные ранее рекомендации по уменьшению скорости внутренней коррозии трубопроводов систем пефтегазосбора за счет увеличения скорости потока нефтяной эмульсии зачастую в настоящее время приводят, как показывает практика, к обратному аффекту, что, в свою очередь, ведет к ошибкам проектирования трубопроводов при реализации программ капитального ремонта и реконструкции. Этот феномен объясняется тем, что данные методики разрабатывались в 70-80-ые годы для нефтяных 'шульспй при наблюдавшейся на месторождениях Западной Сибири обводненности вблизи точки инверсии фаз в районе 40.,,70 %, При такой обводненности увеличением турбулентности потока при повышении скорости движения рабочей среды можно было добиться полного эмульгирования водной фазы, при отсутствии которой коррозия становилась маловероятной.

В настоящее время основные месторождения находятся на поздней стадии разработки, характеризующейся высокой обводненностью добываемой продукции. Практически па всех нефтегазодобывающих предприятиях она находится гораздо выше точки инверсии фаз. В данной работе на основе комплексного рстросисктминого анализа данных по отказам н гидравлическим параметрам работы трубопроводов ОЛО «Самотлорпефтегаэ» решается задача определения основных факторов, способствующих ускоренному износу объектов системы нефтесбора при высокой обводненности нефти.

Целью работы являются установление закономерностей развития внутренней коррозии нефтегазопроводов Западно-Сибирских предприятий, создание программного обеспечения и разработка прогнозирующих моделей, построенных на основе полученных закономерностей, использование которых снижает риск возникновения аварий па существующих и проектируемых промысловых трубопроводах.

Основные задачи исследований

1. Разработать программное обеспечение, позволяющее решать задачи поиска зависимости показателей надежности промысловых трубопроводов от технологических факторов.

2. Провести комплексный анализ данных по аварийности промысловых трубопроводов системы нефтегазосбора и гидродинамическим параметрам транспорта обводненной нефтегазовой смеси; определить основные факторы, влияющие на ускоренный износ трубопроводов, выявить закономерности развития внутренней коррозии на поздних стадиях разработки месторождений н разработать прогнозирующие модели коррозии.

3. Разработать математическую модель процесса переноса ингибитора в полости трубопровода для транспортирования нефтяного газа, позволяющую оптимизировать его защиту от внутренней коррозии.

Методы решения поставленных задач

Поставленные задачи решались путем теоретических исследований и с помощью математических методов анализа динамических процессов с использованием современных компьютерных технологий.

Научна» ношгш»

1. Разработаны концепция и концептуальная модель базы данных (ЬД) для создания ирофаммпот обеспечения, позволяющего на базе информации, вводимой для учета работы трубопроводов, решать задачи комплексного анализа н поиска корреляционных зависимостей в процессе эксплуатации трубопроводов, подверженных действию корроэпонно-актнвных рабочих сред.

2. Разработана новая сетевая компьютерная программа "Экстра", включающая функции аналитической системы, позволяющей проводить расчеты по различным коррозиопно-гнлравлическим моделям.

3. Найдена зависимость между содержанием сероводорода в добываемой продукции в процессе разработки месторождения, пшачалыю не содержавшей его, и количеством воды, закачиваемой для поддержания пластового давления,

4. Получены зависимости для определения скорости коррозии п потока отказов трубопроводов системы нефтесбора, подверженных углекислот-кой коррозии, при высокой обводненности продукции.

5. Разработана математическая модель процесса переноса ингибитора в полости газопровода, позволяющая оптимизировать его защиту от внутренней коррозии.

На защиту выносится: концепция создания ирофаммного обеспечения, позволяющего решать задачи комплексного анализа и поиска прогнозирующих корреляционных зависимостей ресурса промысловых трубопроводов с высокой коррозионной агрессивностью рабочих сред; новая сетевая компьютерная программа Экстра, созданная на базе данной концепции, н результаты научных исследовании по обеспечению надежности промысловых трубопроводов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений.

Практическая ценность результатов работы

Разработанное сетевое программное обеспечение «Экстра» позволяет проводить аналитическую и научно-исследовательскую работу с большой выборкой исходных данных с использованием комплексного подхода к про-

5

блеме повышения ресурса промысловых трубопроводов. С использованием этой программы была получена эмпирическая зависимость для скорости коррозии трубопроводов систем нефтесбора, подверженных углекислотной коррозии, на поздней стадии разработки месторождений. Программный комплекс «Экстра», версия 5.0 внедрен в качестве основной программы для управления режимами эксплуатации промысловых трубопроводов па следующих предприятиях ТЭК Российской Федерации: ОАО «Варьеганнефть», ОАО «Варьеганпефтсгаз», ОАО "Белкам нефть", ОАО "Оренбургпефть", ОАО "Сургутнефтегаз", ОАО "Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз", ОАО "ТНК-Нягань", ОАО "Корпорация Ю| ра нефть", ДО "Самотлорнефтегаз", ОАО "Саратовнсф-тегаз", ОАО "ТИК-Нижневартовск" .

Разработанная математическая модель процесса переноса ингибитора легла в основу системы защиты от коррозии газопроводов нефтяного газа предприятия "БашпефтсГазпром", входящего в состав АНК "Башнефть".

Апробация работы Основные положения диссертационной работы докладывались; на конкурсе молодежных разработок по проблемам ТЭК в 1995 году, на IX ежегодном международном конгрессе "Новые высокие технологии для газовой, нефтяной промышленности, энергетики л связи" (Уфа, 1999 г.), на II, III и IV конгрессах нефтегатопромышлеиипков России (Уфа, 2000,2001, 2003 г.г.), а также на научно-технических совещаниях ОАО «ТПК-ВР», ОАО « ЮКОС-ЭП» и ОАО «Снбнсфть-11оябрьск11ефтегаз».

Публикации: по теме диссертации опубликовано 16 печатных работ.

Разработанная в рамках диссертационной работы сетевая программа "Экстра" стала одной из базовых составляющих Системы мониторинга коррозии, за которую группа специалистов, в число которых входит и автор диссертации, получила Государственную премию в области науки и техники республики Башкортостан за 2005 год.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов и рекомендаций по работе, библиографического списка использован ной литературы, включающего 100 наименований. Работа изложена на 130 страницах машинописного текста, включая 14 таблиц, 27 рисунков.

Основное содержание работы

Во введении обоснована актуальность темы, сформулированы цель и задачи диссертационной работы, показаны новизна и практическая ценность работы, приведены основные защищаемые положения.

В первой главе рассматриваются концептуальные положения разработки программного обеспечения «Экстра», предназначенного для учета и анализа промысловых трубопроводов. Автором сформулированы основные функциональные требования к программе, которые необходимы для ком* плексного решения задачи поиска зависимостей показателей надежности промысловых трубинршшлои от технологических фактором пи (hitc информации, вводимой для учета работы трубопроводов.

В соответствии со сформулированными требованиями разработана функциональная схема программы «Экстра», иа которой показаны взаимодействие между блоками хранения учетной и получения расчетной и аналитической информации, а также основные задачи, решаемые с использованием механизмов, заложенных в программный продукт.

С учетом особенностей эксплуатации промысловых трубопроводов н поставленных перед программой задач была разработана концептуальная модель базы данных, которая содержит 1080 полей, размещенных в 110 таблицах.

Для практического промышленного применения ПО разработана типовая модель его функционирования иа нефтедобывающем предприятии, учитывающая задачи структурных подразделений, входящих п состав предприятия.

Во второй главе описываются основные элементы разработанной сетевой компьютерной программы «Экстра».

Программа разработана для работы в сетевом варианте, основанном на базе архитектуры клиент-сервер (с использованием SQL-сервера Oracle 8i

ЕЕ), при которой разобщенные территориально пользователи работают одновременно с единой для всех БД. Применение одной БД для всего предприятия позволит свести иоедино всю информацию по трубопроводам /получаемую специалистами разного профиля на местах. В БД стекается информация, необходимая для ироисдепии паспорт) шли и труб опро йодов, анализа текущего состояния трубопроводного фонда, его аварийности, защищенности ингибиторами коррозии и др. Большой раздел отводится контролю коррозии и другим диагностическим обследованиям. Программа позволяет отображать на экране технологическую трубопроводную сеть, ее элементы и характеристики, в том числе it расчетные, с привязкой к местности. Внутренняя структура хранения данных и расчетный модуль программы дают широкие возможности для проведения достаточно большой аналитической работы с введенными данными. Сюда входят гидравлические расчеты трехфазных нефтяных эмульсий одновременно по всему месторождению (в т.ч. с закольцованными участками) по трём методикам, определение структур газожидкостного потока с использованием диаграммы Бейкера, расчеты прогнозных скоростей коррозии и коррозиошю-опасных зон по шести российским методикам и по двум, рекомендуемым Американским нефтяным институтом (API), а также расчеты концентрации ингибиторов коррозии на всех объектах трубопроводной сети, первичная статобработка данных нроисдсшши диагностики и технико-экономические расчеты. В общей сложности в программе реализованы 22 методики расчетов.

Программа предназначена для работы в среде Windows-NT4.0/200Q/XP. В программе предусмотрена контекстная информационная поддержка с описанием иссх методик, используемых в расчетах*

llpoipuMMa пошолист приводить ал шип коррозионного состояния объектов нефтепромысла за любой выбранный период времени по аварийности объектов по цехам, по назначению трубопроводов, по виду транспортируемой среды и ее обводненности, по налнчию ингибиторной защиты от коррозии, по диаметрам, срокам эксплуатации, датам ввода трубопроводов в любой комбинации перечисленных параметров в целях оценки влияния этих факторов на аварийность, а также отбраковку наиболее коррозионно-опасных трубопроводов на основе выбранных пользователем критериев.

Программа позволяет проводить учет и статистическую обработку данных по узлам контроля коррозии (ipauiiMerpim, профи л о метр и я п электрохимия).

Гидравлические расчеты производятся по методике расчета неустойчивых трехфазных эмульсий, разработанной В.Ф. Медведевым, и методикам Г.Г. Корнилова для обычного и высокого газовых факторов с учетом тепло-физических зависимостей гидравлических параметров.

Расчет выполняется одновременно по всей технологической схеме месторождения от скважин (кустов) до товарного парка с учетом рельефа местности и температуры грунта.

Программа позволяет рассчитывать систему нефтесбора с закольцованными участками, при этом пользователю не требуется специально обозначать такие участки, т.к. программа определяет их автоматически. Расчет закольцованных участков производится путем решения системы нелинейных уравнений, дающих высокую сходимость в большинстве сложных случаев, но методам Лобачева и Ньютона

Для определения коррозионно-оиаспых участков системы нефтесбора используются методики, разработанные во ВНИИСПТнефть, УНИ, ГрозНИИ, БНИ и СевКавНИПИнефть.

Кроме того, программа позволяет производить следующие расчеты:

• расчет максимальной скорости локальной коррозии нефтегазопроводов по данным химсостава воды и гидродинамическим параметрам перекачки по РД 39-0147323-339-89 Р;

• расчет скорости углекнслотпоЙ коррозии по Ваарду - Мильямсу;

• прогнозирование скорости коррозии трубопроводов, приводящей к массовым порывам, для условий Западной Сибири по новой методике ГУП «ИПТЭР»;

• расчет скорости потока, вызывающей коррозионную эрозию, по ANSI/API RP14-91;

• расчет концентрации ингибиторов коррозии на всех объектах трубопроводной сети.

Использование различных методик позволяет на основе статистических данных по аварийности определять наиболее подходящие из них для рассматриваемого месторождения. (

В третьей гласе рассматриваются условия эксплуатации промысловых трубопроводов Самотлорскош месторождения как типичного, с точки зрения основного механизма коррозии (углекнелотная коррозия), среди западносибирских нефтедобывающих предприятий, характеризующихся высокой обводненностью добываемой продукции (свыше 85 %), содержанием следов сероводорода от 0 до 100 мг/ м* в газе, средним и высоким содержанием углекислого газа в нефтяном газе от 0,3 до 10 % об. и минерализацией от 10 до 30 г/и.

Как известно, коррозионная агрессивность добываемых жидкости и га* за связана с содержанием воды, СОг и Н^Б и общим давлением в системах, влияющим на парциальные давления агрессивных газов и, следовательно, на их количество, растворенное в водной фазе.

Следует отметить, что в последние годы прослеживается тенденция к увеличению концентрации двуокиси углерода в газе, поступающем на компрессорные станции (КС), а, следовательно, и во всем добываемом на месторождении газе.

Голы шеплуатаиии месторождения

Рисунок 1 - Изменение среднегодовой концентрации СО? в газе Само-тлорскши месторождения (коэффициент корреляции 0,88)

На рисунке I показана динамика изменения среднегодовой концентрации двуокиси углерода в газе, поступающем на все компрессорные станции месторождения. Границы доверительного интервала указаны с вероятностью Р - 0,95.

Рост концентрации СОз, естественно, должен увеличивать коррозионную агрессивность добываемой жидкости. В первую очередь, это отразится на работоспособности подземного оборудования газлифтных скважин и трубопроводов системы сбора нефти.

Наличие сероводорода в продукции Самотлорского месторождения связывают с процессами сульфатредукции. Установлено, что содержание Н^Б достигло максимума в период с 1984 по (989-1990 гг., и с тех пор монотонно уменьшается.

Анализ данных о содержании сероводорода в нефтяном газе свидетель/

ствует о высокой корреляции (рисунок 2) с объемами закачки воды.

£00

•тоо

эоо

200

юо

1М1 1№0 1«01 юов

Гоны згап^гатикх »гсторояпгкк*

И ас

Рисунок 2 - Изменение объемов закачки сточной воды и содержания сероводорода в нефтяном газе Самотлорского месторождения

На приведенном графике можно выделить три характерные области. В период с 1977 по 1999 гг. наблюдалось одновременное увеличение объемов закачки сточной воды и содержания Н^Б в попутном газе. В этрт период происходило, очевидно, увеличение количества и объема призабойных зон нагнетательных скважин, где протекали процессы сульфатредукции.

С 1990 по 1994 гг. быстрое снижение объемов закачиваемой в пласт воды привело к уменьшению концентрации Н23 почти па 60 % от максимально достигнутой. С 1994 по 1997 гг. темп закачки воды замедлился, концентрация Нг5 в газе также продолжала уменьшаться.

Корреляционный анализ зависимости концентрации сероводорода в нефтяном газе от объема закачки сточной воды в системе поддержания пластового давления (ППД) (коэффициент корреляции 0,91) показал практически прямую зависимость концентрации 11 ¿5 и |ше иг объема закачки воды.

В четвертой главе проведен анализ отказов промысловых нефтегазопроводов во взаимосвязи с условиями их эксплуатации.

Как отмечалось выше, коррозия нефтепромыслового оборудования на нефтедобывающих предприятиях Западной Сибири обусловлена достаточно высоким содержанием в добываемой продукции углекислого газа. Влияние углекислого газа на коррозию малоуглеродистой стали показано в общепризнанных работах Де Ваарда и Мильямса.

Уравнение Ваарда - Мильямса дает прогноз скорости коррозии в проточной водной среде при различных парциальных давлениях углекислого газа при различных температурах. Скорость коррозии в углекнелотных средах в общем случае зависит от температуры, влияющей па экранирующие свойства образующихся на поверхности металла карбонатных отложений, и концентрации углекислого газа в воде, зависящей от его парциального давления в системе. Повышенные скорости перекачки могут увеличить предсказанную по этой формуле скорость коррозии, ингибированнс - уменьшить.

Скорости коррозии, рассчитанные по уравнению Ваарда • Мильямса, при наблюдающейся, по опытным данным, объемной доле СО? в попутном газе на входе в дожимную насосную станцию (ДНС) от 0,17 до 0,87 %, сред-

12

нем давлении в системе IIT 1,6 МПа и температуре 40 "С находятся в пределах 0,2...0,6 мм/год. Этот диапазон величии можно рассматривать как базовый для определения скорости коррозии трубопроводов системы сбора нефти Самстлорского месторождения без учета прочих факторов, таких как скорость потока, количество механических примесей, рИ среды, структурная форма движения газожидкостной смеси (ГЖС) и др.

Методика прогнозирования коррозии, изложенная в РД 39-0147323-339-89Р является в настоящее время основным документом такого рода для предприятий Западной Сибири.

При расчете по РД 39-0147323-339-89Р, увеличение скорости потока до 0,5...0,8 м/с приводит к переходу от расслоенного режима течения водо-нефтяной смеси к эмульсионному, при этом прогнозируемая скорость коррозии снижается. Автор считает, что такая зависимость скорости коррозии от скорости потока наблюдалась для данных, полученных в конце 70 - середине 80-ых годов прошлого столетня, когда содержание воды в продукции находилось в интервале 20...60 %. На существующей стадии разработки месторождения, когда среднее содержание воды в продукции превышает 90 %, даже высокоскоростные потоки не могут приводить к антикоррозионным (полностью эмульсионным) режимам течения жидкости. В связи с этим при высоких скоростях потоков, когда вызываемое потоком воды напряжение сдвига на продуктах коррозии повышается до критических для них величин, наблюдается повышение роли коррозионного износа по механизму коррозионной эрозии. Это происходит за счет механического удаления потоком пленок продуктов коррозии, служащих естественным барьером для протекания электрохимических реакций коррозии. Следует отметить, что фактор коррозионной эрозии при высоких скоростях потока присутствовал и ранее, однако при низком содержании воды в нефти его влияние ослабевало из-за отсутствия свободной водной фазы, являющейся необходимым условием протекания коррозии.

Провиденный обзор литературы показал, что математические модели коррозионного износа по механизму эрозионной коррозии в настоящее время детально не разработаны.

Скорость эрозионной коррозии (Кэ) по С. Жоу, М.Стаку, Р. Ньюману в водном 1М растворе 1МаС1 при парциальном давлении СО? 0,5 атм находится в следующей зависимости от скорости потока (V) при х < I:

К, = а • V*, . (1)

Влияние скорости потока на коррозию нашло отражение в американском стандарте А№1/АМ КРН-91, Н нем приводится эмпирическая зависимость для оценки критической скорости потока (переведена нами в метрическую систему), превышение которой вызывает коррозионную эрозию:

УК(,= 1,22'С/^, (2)

где - критическая скорость потока, м/с; р - плотность среды, кг/м3;

' С - эмпирическая константа. В стандарте рекомендуется принимать значение С = 100 для неабразивных водных сред. По другим рекомендациям константа С принимается в зависимости и г состава поды (меньшие -шичашс для минерализованной, большее - для пресной): для коррознонно-агресснвных водных сред, содержащих абразивные частицы, С= 30..,45, для корроэнонно-агресснвных водных сред без абразивных частиц С=45...90, для неагрессивных водных сред без абразивных частик С = 00... 150.

Анализ продукции нефтяных скважин Самотлорского месторождения показал, что рабочие среды содержат от 250 до 450 мг/дм3 механических примесей. Состав этих примсссй продета плел на 1/3 продуктами коррозии и на 2/3 - песком с фракциями: 80 мкм...1,5 мм - 3 %, 10 ...80 мкм - 80 %, менее Юмкм-7 %.

Автор исходил из предположении о шшяшш гидродинамики потока на коррозию как основном факторе, влияющем на коррозию при наблюдаемой на Самотлорском месторождении ситуации, характеризующейся близкой между различными участками трубопроводной сети минерализацией сред, об-

14

водив!шостью и приблизительно одинаковым содержанием коррозионно-агрессивных компонентов. Для получения корреляций гидродинамических параметров с достоверно доказанной фактической скоростью коррозии был проведен анализ аварийности всех трубопроводов системы сбора нефти КСП-б СНГДУ - 2 за период с 1995 по 2000 гг. с учетом даты ввода в эксплуатацию каждого трубопровода, полученной по паспортным данным. Учет этих данных и гидравлический расчет производились в программе «Экстра»,

Целью последующего статистического анализа было выявление скоро* стн коррозии, при котором наблюдаются массовые порывы трубопроводов, приводящие к капитальным ремонтам с заменой отдельных участков или к полной замене трубопровода.

Статистический анализ данных по аварийности проведен с помощью программного продукта 51а1Ы1са 5.1 (8(а15оА 1лс). Выявление преимущественного влияния на скорость коррозии отдельных факторов (обводненности нефти, скорости смеси, произведения скорости потока на диаметр трубопровода) выполнено методом множественной корреляции. Установлено, что скорость коррозии в большей степени зависит от скорости потока (коэффициент корреляции 0,6), а обводненность нефти в пределах наблюдаемых ее значений (более 75 %) практически не коррелировала со скоростью коррозии (коэффициент корреляции 0,02), что подтверждало первоначальные предположения автора. ,

Полученная зависимость (рисунок 3) указывает на тенденцию к увеличению скорости коррозии с увеличением скорости движения газожндкостной смсси. Исходя из стеленного характера зависимостей для эрозионной коррозии, полученной другими авторами (формула 1), поиск регрессии производился среди степенных функций. Учитывалась, в виде свободного члена, также базовая скорость коррозии, которая, согласно уравнению Ваарда-Мид|.нмса, должна била пахпдпп.си и дпатенте 0.2...0,6 мм/год.

С учетом этих требований полученная выборка данных наиболее близко описана формулой (3):

К = 0,5 + 2УП'* , (3)

15

где К — скорость коррозии, мм/год; V —скорость потока, м/с.

Рисунок 3 - Зависимость фактической скорости коррозии, по фактам

массовых отказов на нефтесборных коллекторах КСП-6, от скорости рабочей среды

Визуально на полученном графике можно выделить зону скоростей до 0,9. ..1,0 м/с, где корреляция скорости коррозии и скорости смеси достаточно слабая, и зону выше этих скоростей потока, где она гораздо выше. Эта граница находится близко к границе начала эффекта эрозионной коррозии, которая по стандарту ANSI/API RP14-91 для потока воды, содержащего абразивные частицы, составляет величину 1,15 м/с.

Несмотря на явно выраженную тенденцию к росту скорости коррозии с ростом скорости потока, довольно широкий разброс наблюдаемых величин скорости коррозии, особенно в диапазоне до 0.9. ..1,0 м/с, свидетельствует о влиянии не учтенных в приведенном анализе факторов. К ним можно отнести различия в количествах механических примесей, парциальных давлений углекислого газа, плотностях газожидкостных смесей, составах попутных вод, наблюдавшиеся на рассмотренных участках сети.

Для прогнозных оценочных расчетов скорости коррозии при скоростях потоков от 0,9 м/с и выше рекомендована формула (3).

Дальнейший анализ был сделан для определения функции потока отказов. Объем выборки составил 68 объектов общей длиной 44 км. Данные по количеству аварий взяты за 4 года в связи с тем, что за этот срок зачастую происходят замены трубопроводов. г

Полученные данные по удельной частоте порывов по годам эксплуатации приведены на рисунке 4.

Рисунок 4 — Зависимость удельной частоты порывов от времени эксплуатации

Полученная эмпирическая выборка была аппроксимирована экспоненциальной зависимостью количества отказов от времени по формуле (4):

А = 0,326-ехр (0,5854). (4)

где А - удельная частота порывов, штДкм-год);

I — год эксплуатации.

Полученная эмпирическим путем формула лишь отражает тенденцию роста потока отказов и не может применяться универсально, т.к. при анализе отказов в выборку вошли трубопроводы с разными толщинами стенок (от 5 до 20 мм).

Дня оценки начальной величины потока отказов был проведен анализ удельной аварийности (порывов) в год их массового появления. При анализе учитывались только трубопроводы с количеством аварий бол вше двух. Из полученной выборки исключались участки длиной менее 200 м, т.к. при малых длинах велико влияние масштабного фактора. Например, одна авария на участке длиной 50 метров дает очень высокую удельную частоту порывов, равную 20 штДкмгод).

Данные, полученные в результате анализа, приведены на рисунке 5.

Й5) Й101 (105151 (15;20] (10,25) (25.30) (Э0;Э5) >35 Удешш частота порывов, шт/км год

Рисунок 5 - Распределение удельных частот порывов на аварийных нефтепроводах К СП - 6

Полученное распределение удельных частот порывов ближе всего находится к логнормальному распределению. Среднее значение равно 8,8 отказов на I км в год.

Прогнозное время относительно безаварийной эксплуатации определяется делением толщины стенки трубопровода на скорость коррозии, полученную по формуле (3).

Дм подтверждения полученной формулы (3) были проведены эксперименты с установкой узлов контроля коррозии марки «Моникор-зонд» в НП-2 СНГДУ-1 ОАО «Самотлорнефтегаз» на следующих участках системы сбора нефти:

• куст 635 -ДНС-4;

• куст 763 — точка врезки куста 50.

Продолжительность экспозиции образцов составляла 111 суток (2664 часа). Площадь каждого образца - 5,4 см1. Фотографии экспонировавшихся образцов приведены на рисунке 6. *

Результаты анализа данных по коррозии образцов свидетельствуют о неравномерном характере коррозионных процессов на всех контрольных точках. Для всех точек контроля характерно следующее:

• наличие сульфидов железа в продуктах коррозии;

• наиболее сильные изъязвления наблюдаются на оголенной поверхности образцов, встречной потоку;

• скорость местной коррозии в 6...10 раз превышает скорость коррозии, полученную но потере масс образцов;

• качественный анализ продуктов коррозии показал, irm они состоят из механических примесей, карбонатов кальция и сульфидов железа.

> . ,Vs I v„..Vs2 ...

Рисунок 6 - Вид образцов - свидетелей, экспонировавшихся на опытном i участке в течение 111 суток

При наблюдавшемся на некоторых образцах сильном коррозионном разрушении, отсутствие на пластмассовых и нержавеющих деталях датчиков скорости коррозии следов какого-либо износа свидетельствует о том, что износ образцов происходил не по эрозионному, а электрохимическому механизму, отягощенному эрозионным фактором, т.е. по механизму коррозионной эрозии.

Фактические результаты контроля коррозии по образцам - свидетелям и результаты, полученные по формуле, имеют достаточно высокую корреляцию, равную 0,92, что подтверждает наличие закономерностей, описанных эмпирической формулой (3).

В пятой главе рассматривается задача переноса ингибитора в полости искривленного в вертикальной плоскости газопровода.

В отличие от гомогенных потоков и п гиб про ванне газопроводов нефтяного газа имеет свои особенности, связанные с тем, что жидкая фаза о таком трубопроводе сосредоточена, в основном, в его низинах. Перераспределение жцдкой фазы по газопроводу связано с явлениями конденсации из нефтяного газа по мере его остывания и выноса капельной жидкости из искривленных участков потоком газа.

Для защиты газопровода необходимо обеспечить концентрацию ингибитора коррозии не менее защитной в каждом водном скоплении, находящемся в искривленной зоне. В отличие от сплошных жидких сред задача доведения ингибитора до стенки газопровода значительно сложнее и требует разработки математической модели процессов, происходящих при транспорте нефтяного газа совместное ингибитором коррозии.

Для определения технологических параметров ингибирования газопровода (расхода ингибитора, продолжительности и периодичности обработки и др.) необходимо установить закономерности распределения ингибитора в полости газопровода в зависимости от времени начала подачи реагента.

На рисунке 7 схематично представлены массообмсииые процессы, происходящие на ¿-ой «^/»-образной зоне, представленной нисходящим (/,) и восходящим {/,) участками.

(I - газопровод; 2 - водное скопление) Рисунок - 7 Схема массообмениых процессов, происходящих на ¡-ом.участке газопровода, при струнном и аэрозольном методах ввода инги битора коррозии

Двухфазная ингибирошшная жидкость, поступающая с нисходящего участка, увеличивает концентрацию ингибитора в водном скоплении за счет ннгибнрованной водной фазы. Ингибированная углеводородная фаза, попадая на поверхность водного скопления, не вызывает сколько-нибудь заметного массообмсна между фазами, поскольку является менее плотной, чем вода, и по этой причине находится всегда сверху водного скопления и сносится потоком газа в первую очередь. Нарушение динамического равновесия в водном скоплении приводит к выносу ингнбированной жидкости, и перенос продолжается вплоть до очередного коиденсатосборника.

При аэрозольном ингибировании к процессам переноса ингибитора жидкой фазой добавляются процессы осаждения аэрозоля при движении последнего с потоком газа.

На основе анализа баланса массы реагента, поступающего с жидкостью из предыдущего скопления, осаждаемого из аэрозоля на рассматриваемом участке и уносимого при выносе капельной жидкости из него в следующее скопление жидкости, можно составить дифференциальное уравнение, при решении которого получена формула для определения концентрации ингибитора в водном скоплении / -ой зоны

<5>

где

¿е.'

, я,---

С^ • начальная концентрация ингибитора в водном скоплении на ¡.-ом участке;

- концентрация ингибитора и полной фате, поступающей в водное скопление на -ом участке;

- объемный расход водной фазы, поступающей с /„-ого водного ско-

и

пления в (/+1) -ую зону;

" объемный расход водной фазы, поступающей на /,-ый участок,

численно равный объему воды, конденсирующейся в единицу времени в газопроводе до I, -ого участка включительно;

С;. - массовый расход ингибитора, осаждающегося из аэрозоля на I,-ом участке в составе конденсирующейся воды; У, - объем I -го водного скопления.

Используя условие С, £ £.'_, где Си - мшшмальная защитная концентрация ингибитора, несложно подобрать оптимальные режимы ингибирова-ння газопровода нефтяного газа.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Разработано сетевое программное обеспечение «Экстра», позволяющее решать задачи комплексного анализа и поиска прогнозирующих зависимостей показателей надежности промысловых трубопроводов от" технологических параметров работы в средах с высокой коррозионной агрессивностью.

2. Установлена прямая зависимость концентрации ll2S в газе от объема закачки воды в нефтяные пласты за счет интенсификации процессов биоредукции при увеличении объемов закачки поды.

3. Получены формулы, которые позволяют прогнозировать скорость коррозии, приводящей к массовым отказам при известных гидродинамических условиях и определять поток отказов после возникновения первого отказа.

4. Разработана математическая модель процесса переноса ингибитора в полости искривленного газопровода, позволяющая повышать надежность эксплуатации трубопроводов нефтяного газа путем оптимизации применения ингибиторной защиты.

Основные положения диссертации отражены в следующих работах:

1. Бугай Д.Е., Гетманский М.Д., Фаритов А.Т., Рябухина В.П. Прогнозирование коррозионного разрушения нефтепромысловых трубопроводов: Обзорн. информ. Сер. «Борьба с коррозией и защита окружающей среды». -М.: ВНИИООНГ, 1989. -Вып. 7 (91).-64 с.

2. Фаритов А.Т., Файзуллин A.A., Тухбатуллин Р.Г., Курмаева Н.М. Разработка математической модели переноса ингибитора в полости газопроводов нефтяного газа И Эксплуатация нефтепромыслового оборудования и трубопроводов: Сб. научп. тр. / ИПТЭР.- Уфа: ТРАНСIOК 1993.- С. 79-85.

3. Тухбатуллии Р.Г., Курмаев A.C., ФаритовА.Т. Определение технологических параметров ингибиролапия газопроводов при струнном и аоро-

зольном методах ввода ингибитора // Защита от коррозии и охрана окружающей среды. - (994. - №4. -С. 2-5.

4. Фаритов АЛ'., Фаизуллин Л.А., Курмасва Н.М., Тухбатуллин 1\Г., Курмаев А.С. Исследование защитного действия и последействия ингибиторов коррозии в модельных средах газопроводов Усннекого и Возсйского месторождений // Защита от коррозии и охрана окружающей среды. - 1994. -йа 8.-С. 4-6,

5. Фаритов А.Т. Система противокоррозионной защиты. Пути разработки и технико-экономические предпосылки инвестиций // Новые высокие технологии для газовой, нефтяной промышленности, энергетики и связи. Тез. стенд, докл. IX Ежегодн. междунар. .конгресса 8-12 июня 1999 г. — Уфа: ТРАНСТЭК, 1999. - С. 24-27.

6. Фаритов А.Т. Система противокоррозионной защиты. Компьютерная система сбора и анализа оперативной информации // Новые высокие технологии для газовой, нефтяной промышленности, энергетики и связи. Тез. стенд, докл. IX ежегодн. междунар. конгресса 8-12 июня 1999 г. — Уфа: ТРАНСТЭК, 1999. - С. 27-29.

7. Худякова Л.П., Рождественский Ю.Г., Фаритов А.Т., Акмалтдинова Э.Х., Курмаева Н.М. Прогнозирование размеров коррозионных поражений нефтепроводов по результатам стендовых испытаний // 111 конгресс нефтегазопромышлепни ков России. Тез. стенд, докл. — Уфа: ТРАНСТЭК, 2001. — С. 104-106.

8. Гумеров А.Г., Фаритов А.Т., Гетманский М.Д., Худякова Л.П., Рождественский Ю.Г., Нысангалиев А.Н. Система коррозионного мониторинга промысловых трубопроводов // Перспективы развития трубопроводного транспорта России. Тез. докл. конф, 22 мая 2002 г. в рамках X юбилейной междунар. специализ. выставки «Газ. Нефть-2002», — Уфа: ТРАНСТЭК, 2002. -С. 16-17.

9. Медведев А,П., Гумеров А.Г., Фаритов А.Т,, Гетманский М.Д., Рождественский Ю.Г. Эрозионная коррозия как основной фактор ускоренного коррозионного износа трубопроводов при больших скоростях потоков

24

// Перспективы развития трубопроводного транспорта России. Тез. докл. конф. 22 мая 2002 г. в рамках X юбилейной между пар. спецлализ. выставки «Газ. Нефть-2002». — Уфа: ТРАНСТЭК, 2002. — С. 18-19.

10. Гумеров А.Г., Фаритов А.Т., Луковенко А.П. Программный продукт для системы коррозионного мониторинга // Перспективы развития трубопроводного транспорта России. Тез. докл. конф. 22 мая 2002 г. в рамках X юбилейной между нар, спецнализ. выставки «Газ. Нефть-2002». - Уфа: ТРАНСТЭК, 2002. - С. 25-27.

И. Гумеров А.Г., Медведев А.П., Фаритов А.Т., Худякова Л.П., Рождественский Ю.Г., Семенов Л.И., Луковенко А.П., Ивлева З.В. Методы, средства и программное обеспечение для систем коррозионного мониторинга трубопровода // Нефтяное хозяйство.-2002. — № 10.-С. 130-137.

12. 1>рсзицкий C.B., Медведев А.П., Гумеров А.Г., Кузнецов 1MI., Му-зипов Х.Н., Худякова Л.П., Рождественский Ю.Г., Фаритов А.Т. Обеспечение надежности промысловых трубопроводов на месторождениях Т11К // Нефтяное хозяйство. - 2002.12,-С. 106-110.

13. Фаритоп А.Т., Луковенко А.П. Использование программного продукта «Экстра» версии 5.0 для решения задач коррозионного мониторинга // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности объектов трубопроводного транспорта углеводородного сырья: Тез. докл. иаучн.-техн. конф. 21 мая 2003 г. - Уфа: ТРАНСТЭК, 2003. - С. 64-69.

14. Гумеров А.Г., Никитин Ю.Г., Рождественский Ю.Г., Фаритов А.Т. Развитие нормативной базы нефтегазодобывающего предприятия по применению ингибиторов, коррозионному мониторингу и экономическому обоснованию вариантов противокоррозионной защиты промысловых трубопроводов // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности объектов трубопроводного транспорта углеводородного сырья. Тез. докл. иаучн.-техн. конф. 21 мая 2003 г. - Уфа: ТРАНСТЭК, 2003. - С. 78-81.

15. Брезнцкий C.B., Гумеров А.Г., Медведев А.П., Фаритов А.Т., Рождественский 10. Г., Худякова Л.П., Гетманский М.Д. Ретроспективный анализ

состава и коррозионной агрессивности сред Самотлорского месторождения-// Нефтяное хозяйство, - 2003. - № 6. - С. 96-100,

16. Гумеров А.Г., Медведев А.П., Фаритов А.Т., Рождественский Ю.Г., Худякова Л.П. Концепция развития системы технического диагностирования промысловых трубопроводов // Нефтяное хозяйство. - 2005. - Ла 1. - С. 7883.

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 23.11.2006 г. Бумага писчая. Заказ № 576. Тираж 100 экз. Ротапринт ГУЛ «ИГТГЭР». 450055, г. Уфа, проспект Октября, 144/3.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Фаритов, Айрат Табрисович

ВВЕДЕНИЕ.

Апробация работы

Публикации

Структура и оьъем работы

1 КОНЦЕПТУАЛЬНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПО РАЗРАБОТКЕ ПРОГРАММНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ ПРЕДНАЗНАЧЕННОГО ДЛЯ КОМПЛЕКСНОГО АНАЛИЗА ТРУБОПРОВОДНОГО ФОНДА.

1.1 Цели разрабатываемого программного обеспечения.

12 Концепция создания программного oefciifmi-hhh

13 Механизм использования функциональных возможностей программы в структуре бизнеспроцессов нефтедобывающего предприятия выводы по разделу

2 ОСНОВНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ ПРОГРАММНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ «ЭКСТРА».

2 1 возможности программы "экстра"

2 2 Структура хранения информации, основные понятия

2 з Проведение аналитической работы с помощью прог раммы «Экстра» . 33 выводы по разделу

3 АНАЛИЗ УСЛОВИЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ СИСТЕМ НЕФТЕГАЗОСБОРА.

3 1 Основные факторы внутренней коррозии промысловых трубопроводов

3 2 ретроспективный анализ данных по составам сред и основным коррозионным агентам на

Самотлорском месторождении

Выводы но разделу

4 РЕТРОСПЕКТИВНЫЙ АНАЛИЗ ОТКАЗОВ ПРОМЫСЛОВЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ.

4 1 Влияние коррозионной эрозии на внутреннюю коррозию промысловых трубопроводов на поздней стадии разработки западно-сибирских месторождений

4 2 поиск прогнозирующих зависимостей на основ!- анализа ретроспективных данных по отказам промысловых трубопроводов. выводы по разделу

5 РАЗРАБОТКА МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ПРОЦЕССА ПЕРЕНОСА ИНГИБИТОРА В ПОЛОСТИ ИСКРИВЛЕННОГО ГАЗОПРОВОДА. выводы по разделу. . . 118 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Исследование закономерностей внутренней коррозии нефтегазопроводов на поздней стадии разработки месторождений и повышение их эксплуатационной надежности"

Актуальность работы. Снижение экономических издержек предприятия и экологических последствий при высокой аварийности нефтепромысловых объектов на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений является насущной проблемой нефтедобывающих предприятий Западной Сибири, характеризующихся коррозией, протекающей по механизму углеки-слотной коррозии. Протяженность ежегодно заменяемых трубопроводов из-за их преждевременного выхода из строя по причине внутренней коррозии, например по компании ОАО «ТНК-BP», составляет более 500 км. В других нефтяных компаниях ситуация аналогичная. Ежегодно происходит замена от 2 до 10 % трубопроводного фонда предприятий.

По экспертным оценкам, общая стоимость заменяемых вследствие достижения предельного состояния промысловых трубопроводов (ПТ) в РФ составляет несколько миллиардов рублей.

Вопросам поиска закономерностей развития углекислотной коррозии трубопроводов систем нефтегазосбора и решению задач, направленных на ее снижение, посвящены работы ученых С. Де Ваарда, Д. Мильямса, Р. Мартина, В. Джепсона, В.И. Бойко, Э.М. Гутмана, В.В. Завьялова, Г.Г. Корнилова, А.Н. Маркина, А.Г. Хуршудова, Ф.М. Галина, А.К. Галлямова, Ю.Г. Рождественского, Л.П. Худяковой и др.

Разработанные ранее рекомендации по уменьшению скорости внутренней коррозии трубопроводов систем нефтегазосбора за счет увеличения скорости потока нефтяной эмульсии зачастую в настоящее время приводят, как показывает практика, к обратному эффекту, что, в свою очередь, ведет к ошибкам проектирования трубопроводов при реализации программ капитального ремонта и реконструкции. Этот феномен объясняется тем, что данные методики разрабатывались в 70-80-ые годы прошлого столетия для нефтяных эмульсий при наблюдавшейся в то время на месторождениях Западной

Сибири обводненности, не превышавшей точку инверсии фаз (40.70 %). При такой обводненности увеличением турбулентности потока при повышении скорости движения рабочей среды можно было добиться полного эмульгирования водной фазы, при отсутствии которой коррозия становилась маловероятной.

В настоящее время основные месторождения находятся на поздней стадии разработки, характеризующейся высокой обводненностью добываемой продукции. Практически на всех нефтегазодобывающих предприятиях она находится гораздо выше точки инверсии фаз. В данной работе на основе комплексного ретроспективного анализа данных по отказам и гидравлическим параметрам работы трубопроводов ОАО «Самотлорнефтегаз» решается задача определения основных факторов, способствующих ускоренному износу объектов системы нефтесбора при высокой обводненности нефти.

Целью работы является поиск новых путей снижения риска возникновения аварий на существующих и проектируемых промысловых трубопроводах западно-сибирских предприятий, путем разработки прогнозирующих моделей процессов внутренней коррозии и технологий защиты от нее, а также создания программного обеспечения, позволяющего облегчить решение аналитических задач связанных с обеспечением надежности нефтепромысловых трубопроводов.

Основные задачи исследований

1. Разработать программное обеспечение, позволяющее решать задачи поиска зависимостей показателей надежности промысловых трубопроводов от технологических факторов.

2. Провести комплексный анализ данных по аварийности промысловых трубопроводов системы нефтегазосбора и гидродинамическим параметрам транспорта обводненной нефтегазовой смеси; определить основные факторы, влияющие на ускоренный износ трубопроводов; выявить закономерности развития внутренней коррозии на поздних стадиях разработки месторождений и разработать прогнозирующие модели коррозии.

3. Разработать математическую модель процесса переноса ингибитора в полости трубопровода для транспортирования нефтяного газа, позволяющую оптимизировать его защиту от внутренней коррозии.

Методы решения поставленных задач

Поставленные задачи решались путем теоретических исследований и с помощью математических методов анализа динамических процессов с использованием современных компьютерных технологий.

Научная новизна

1. Разработаны концепция и концептуальная модель базы данных (БД) для создания программного обеспечения, позволяющего на базе информации, вводимой для учета работы трубопроводов, решать задачи комплексного анализа и поиска корреляционных зависимостей в процессе эксплуатации трубопроводов, подверженных действию коррозионно-активных рабочих сред.

2. Разработана новая сетевая компьютерная программа «Экстра», включающая функции аналитической системы, позволяющей проводить расчеты по различным коррозионно-гидравлическим моделям.

3. Найдена зависимость между содержанием сероводорода в добываемой продукции в процессе разработки месторождения, изначально не содержавшей его, и количеством воды, закачиваемой для поддержания пластового давления.

4. Получены зависимости для определения скорости коррозии и потока отказов трубопроводов системы нефтесбора, подверженных углеки-слотной коррозии, при высокой обводненности продукции.

5. Разработана математическая модель процесса переноса ингибитора в полости газопровода, позволяющая оптимизировать его защиту от внутренней коррозии.

На защиту выносятся: концепция создания программного обеспечения, позволяющего решать задачи комплексного анализа и поиска корреляционных зависимостей показателей надежности промысловых трубопроводов, характеризующихся высокой коррозионной агрессивностью перекачиваемых сред, от технологических факторов; новая сетевая компьютерная программа «Экстра», созданная на базе данной концепции, и модели процессов, связанных с коррозией промысловых трубопроводов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и переносом ингибиторов в газопроводах нефтяного газа.

Практическая ценность результатов работы

Разработанное сетевое программное обеспечение «Экстра» позволяет проводить аналитическую и научно-исследовательскую работу с большой выборкой исходных данных с использованием комплексного подхода к проблеме повышения ресурса промысловых трубопроводов. С использованием этой программы была получена эмпирическая зависимость для скорости коррозии трубопроводов систем нефтесбора, подверженных углекислотной коррозии, на поздней стадии разработки месторождений. Программный комплекс «Экстра», версия 5.0 внедрен в качестве основной программы для управления режимами эксплуатации промысловых трубопроводов на следующих предприятиях ТЭК Российской Федерации: ОАО «Варьеганнефть», ОАО «Варьеганнефтегаз», ОАО «Белкамнефть», ОАО «Оренбургнефть», ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз», ОАО «ТНК-Нягань», ОАО «Корпорация Югранефть», АО «Самотлорнефтегаз», ОАО «Саратовнефтегаз», ОАО «ТНК-Нижневартовск».

Разработанная математическая модель процесса переноса ингибитора легла в основу системы защиты от коррозии газопроводов нефтяного газа предприятия «Башнефтегазпром», входящего в состав АНК «Башнефть».

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались: на конкурсе молодежных разработок по проблемам ТЭК в 1995 году, на IX ежегодном международном конгрессе «Новые высокие технологии для газовой, нефтяной промышленности, энергетики и связи» (Уфа, 1999 г.), на II, III и IV конгрессах нефтегазопромышленников России (Уфа, 2000, 2001, 2003 гг.), а также на научно-технических совещаниях ОАО «ТНК-BP», ОАО « ЮКОС-ЭП» и ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз».

Публикации

По теме диссертации опубликовано 16 печатных работ.

Разработанная в рамках диссертационной работы сетевая программа «Экстра» стала одной из базовых составляющих Системы мониторинга коррозии, за которую группа специалистов, в число которых входит и автор диссертации, получила Государственную премию в области науки и техники Республики Башкортостан за 2005 год.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов и рекомендаций по работе, библиографического списка использованной литературы, включающего 100 наименований. Работа изложена на 130 страницах машинописного текста, включая 14 таблиц, 21 рисунок.

Заключение Диссертация по теме "Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ", Фаритов, Айрат Табрисович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Разработано сетевое программное обеспечение «Экстра», позволяющее решать задачи комплексного анализа и поиска прогнозирующих зависимостей показателей надежности промысловых трубопроводов от технологических параметров работы в средах с высокой коррозионной агрессивностью.

2. Установлена прямая зависимость концентрации H2S в газе от объема закачки воды в нефтяные пласты за счет интенсификации процессов биоредукции при увеличении объемов закачки воды.

3. Получены формулы, которые позволяют проводить прогнозные вычисления скорости коррозии, приводящей к массовым отказам при известных гидродинамических условиях, и определять поток отказов после возникновения первого отказа.

4. Разработана математическая модель процесса переноса ингибитора в полости искривленного газопровода, позволяющая повышать надежность эксплуатации трубопроводов нефтяного газа путем оптимизации применения ингибиторной защиты.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Фаритов, Айрат Табрисович, Уфа

1. ANSI/API RP14-91. Recommended Practice for design and installation of offshore production platform piping systems.

2. Brown В., Parakala S., Nesic S. CO2 corrosion in the presence of trace amounts of H2S // Corrosion. NACE, 2004, Paper No. 4736, P. 1-29.

3. De Waard C., Lotz U., Prediction of C02 Corrosion of carbon Steel // Proceedings of the CORROSION/93. NACE, 1993. P. 69.

4. De Waard C., Milliams D.E. Carbonic Acid Corrosion of Steel // Corrosion. -1975.-V.31.-No. 5.-P. 177.

5. Digby M., Bruce R. The corrosion of carbon steel by wet element sulphur // Corrosion science- 1978.-Vol. 18.-No. 5. P. 411-425.

6. Duncan R.N. Gathering Lines Corrosion in Bahrain Crude Field. // Middle East-NACE Conference. April, 1979. Bahrain, 1979, P. 49 - 53.

7. Duncan R.N. Gathering Lines Corrosion in Bahrain Crude Field// Middle East-NACE Conference. April, 1979. Bahrain, - 1979, P. 7 - 8.

8. Dunlop A., Hassel H. (Shell Development Company). Fundamental Considerations in Sweet Gas Well Corrosion // Proceedings of the CORROSION/83. Symposium on C02 Corrosion in Oil and Gas Industry. NACE, 1984. V. 1: Advances in C02 Corrosion.

9. Endean H.J. Oil Field Corrosion Detection and Control. Houston: Champion Chemicals, 1989.

10. Eriksrud E. and Terje Ntvedt. Effect off Flow on C02 Corrosion Rates in Real and Synthetic Formation Waters // Proceedings of the CORROSION/83. Symposium on C02 Corrosion in Oil and Gas Industry. NACE, 1984. V.l: Advances in C02 Corrosion.

11. Gupto D.V. Corrosion behavior jd 1040 carbon steel. Effect of pH and sulfide ion concentration in aqueous neutral and alkaline solutions at room temperature // Corrosion. 1981.-Vol. 37, - No. 11. -P. 611-616.

12. Hurlen Т., Gunvaldsen S. Effects of carbon dioxide on reactions at iron electrodes in aqueous salt solutions // Journal of Electroanalitic Chemistry. 1984. Vol. 180, -No. 1-2,-P. 511-526.

13. Ikeda, A., Mukai, S., Ueda, M. Prevention of C02 Corrosion of Line Pipe and Oil Country Tubular Goods, Houston TX // Proceedings of the CORROSION/84. -NACE, 1984.-PaperNo. 289.

14. Levy A.V. Erosion and erosion-corrosion of Metals // Corrosion science. NACE, 1995.

15. Martin R.L. and Annand R.R. Accelerated Corrosion of Steel by Suspended Iron Sulfides in Brine // Corrosion. 1981. - Vol. 37. - No. 5, - P. 297-301.

16. Mehdizaden P., McGlasson R.L. and Landers J.E. Corrosion Fatigue Performance of Carbon Steel in Brine Containing Air, H2S and C02. C02 Corrosion in Oil and Gas Production. Houston: NACE, 1984.

17. NACE MR 0175-2000 Sulfide Stress Cracking Resistant Metallic Materials for Oilfield Eguipment.

18. NACE Standard RP-07-75. Recommended Practice. Preparation and Installation of Corrosion Coupons and Interpretation of Test Data in Oil Production Practice.

19. Nesic S., Cai J. and Lee K. A multiphase flow and internal corrosion prediction model for mild steel pipelines // Corrosion. NACE, 2005. - Paper No. 5556. - P. 1-35.

20. Sardisco J.B., Pitts R.E. Corrosion of Iron in H2S-C02-H20 System Composition and Protectiveness of the Sulfide Film as a Function of pH // H2S Corrosion in Oil

21. Gas Production. A Compilation of Classic Papers / Co-Editors R.N. Tuttle and R.D. Kane. Houston: National Association of Corrosion Engineers, - 1981. - P. 1104.

22. Schmitt G., Steinmetz D. Uberrasc hende Leiereengseintlusse der Korrosionsan-fallgkeit von Sauergasforderrohren // Werstoff und Korrosion. 1985. - Bd. 36, -№37. -P. 309-315.

23. Shadley J.R., Shirazi S.A., Dayalan E. and others. Erosion-corrosion of carbon steel elbow in a carbon dioxide environment // Corrosion engineering. NACE, 1996.

24. Swidzinsky M., Fu В., Taggart A., Jepson W. Corrosion inhibitors of wet gas pipelines under high gas and liquid velocities // Corrosion. NACE, 2000. - Paper No. 70.-P. 1-17.

25. Vedapuri V., Kang C., Dhanabalan D. and Gopal M. Inhibition of multiphase wet gas corrosion // Corrosion. NACE, 2000. - Paper No. 43. - P. 1-13.

26. Vitse F., Nesic S., Gunaltun Y., Torreben D. Mechanistic model for the prediction of top-of-the-line corrosion risk// Corrosion. NACE, 2003. - Paper No. 3633. - P. 1-19.

27. Vosikovski O., Rivard A. The effect of hydrogen sulfide in crude oil on fatigue crack growth in a pipeline steel // Corrosion (USA). 1982. - V. 38. - No. 1. - P. 19-22.

28. Zhou S., Stack M.M, Newman R.C. Characterization of Synergistic effects between erosion and corrosion in an aqueous environment using electrochemical techniques // Corrosion science. NACE, 1996.

29. Абрамов H.H. Водоснабжение. M.: Изд-во литературы по строительству, 1974.-480 с.

30. Ажогин Ф.Ф. Коррозионное растрескивание и защита высокопрочных сталей//М.: Металлургия, 1974г. с.256

31. Анализ работы систем сбора на нефтяных месторождениях страны с целью определения применяемых методов и средств повышения их технологическойнадежности. Отчет о НИР по теме 1-3-88-1/ ВНИИСПТнефть; руководитель Ф.М. Галин. Уфа, 1988. - С. 34.

32. Брезицкий С.В., Гумеров А.Г., Медведев А.П., Фаритов А.Т., Рождественский Ю.Г., Худякова Л.П., Гетманский М.Д. Ретроспективный анализ состава и коррозионной агрессивности сред Самотлорского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2003. - № 6. - С. 96-100.

33. Брезицкий С.В., Медведев А.П., Гумеров А.Г., Кузнецов Н.П., Музипов Х.Н., Худякова Л.П., Рождественский Ю.Г., Фаритов А.Т. Обеспечение надежности промысловых трубопроводов на месторождениях ТНК // Нефтяное хозяйство. 2002. - № 12.-С. 106-110.

34. Бугай Д.Е., Гетманский М.Д., Фаритов А.Т., Рябухина В.Н. Прогнозирование коррозионного разруше-ния нефтепромысловых трубопроводов: Обзорн. ин-форм. Сер. Борьба с коррозией и защита окружающей среды. М.: ВНИИО-ЭНГ, 1989.-Вып. 7 (91).-64 с.

35. ВСН 51-2.38-85. Проектирование промысловых стальных трубопроводов. -М.: Типография ХОЗУ Миннефтепрома, 1986.

36. Гафаров Н.Ф. и др. Коррозия и защита оборудования сероводородсодержа-щих нефтегазовых месторождений/ Н.Ф.Гафаров, А.А.Гончаров, В.М.Кушнаренко. М.: Изд-во Недра, 1998. - 437 с.

37. Гетманский М.Д., Еникеев Э.Х., Рождественский Ю.Г., Фокин М.Н., Семено Л.Д., Толкачев Ю.И. Коррозия и защита нефтегазопромыслового оборудования и трубопроводов в средах с высоким содержанием сероводорода и углекислого газа. М.: ВНИИОЭНГ, 1984. - 55 с.

38. Гетманский М.Д., Рождественский Ю.Г., Худякова Л.П., Низамов К.Р. Локальная коррозия нефтегазопромыслового оборудования в сероводородсодержащих минерализованных средах // Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. 1981. - № 11. - С. 2 - 3.

39. Гоник А.А. Сероводородная коррозия и меры ее предупреждения. М.: Изд-во Недра, 1966. - 177 с.

40. ГОСТ 9.502-82. Единая система защиты от коррозии и старения. Методы коррозионных испытаний. Общие требования.

41. Гумеров А.Г., Медведев А.П., Фаритов А.Т., Ро-ждественский Ю.Г., Худякова Л.П. Концепция развития системы технического диагностирования промысловых трубопроводов // Нефтяное хозяйство. 2005. - № 1. - С. 78-83.

42. Гутман Э.М., Гетманский М.Д., Клапчук О.В., Кригман JI.E. Защита газопроводов нефтяных промыслов от сероводородной коррозии. М.: Недра, 1988. -200 с.

43. Жук Н.П. Курс теории коррозии и защиты металлов. М.: Металлургия, 1976. -472 с.

44. Изучение причин и разработка методов предотвращения коррозии нефтепромыслового оборудования и коммуникаций: руководитель Н.В.Лукин. Отчет/ ЦНИЛ ПО Нижневартовскнефтегаз, 1986.

45. Изучение состава сред Самотлорского месторождения и разработка системы коррозионного мониторинга на нефтепромысловом оборудовании ОАО Нижневартовскнефтегаз: Отчет о НИР / ИПТЭР. 1999.

46. Иофа З.А. О механизме действия сероводорода и ингибиторов на коррозию железа в кислых растворах // Защита металлов. 1980. - Т. 16. - № 3. - С. 285300.

47. Кеше Г. Коррозия металлов. Физико-химические принципы и актуальные проблемы: Пер. с нем. М.: Металлургия, 1984. - 399 с.

48. Колесниченко В.Н., Макагон Ю.О., Макеева Т.В., Климов В.Н. Коррозия и наводороживание сталей в сероводородных средах // Очистка и осушка нефтяных газов и защита оборудования от коррозии: Сб. М.: ВНИИОЭНГ, 1984. -С. 111 -115.

49. Белоглазов С.М. Наводороживание стали при электрохимических процессах. Л.: Изд-во Ленингр. ун-та, 1975. - 411 с.

50. Корнилов Г.Г., Маричев Ф.Н., Толкачев Ю.И., Гетманский М.Д. Внутренняя коррозия при транспорте газожидкостных смесей // Нефтяное хозяйство. -1981.-№8.-С. 48-51.

51. Курганов A.M. Гидравлические расчеты систем водоснабжения и водоотведе-ния. Л.: Стройиздат, 1986. - 439 с.

52. Лубенский А.П., Семиколевнова З.П. Коррозионная стойкость углеродистых сталей в газопаровой фазе систем, содержащих сероводород и двуокись углерода // РНТС. Сер. «Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности». -М.: ВНИИОЭНГ, 1986.-Вып. 5.-С. 10-13.

53. Лубенский А.П. Влияние анионного состава солевых растворов на охрупчи-вание углеродистой стали // РНТС. Сер. «Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности». М.: ВНИИОЭНГ, 1983. - Вып. 9. - С. 1-2.

54. Лубенский А.П. Охрупчивание углеродистых сталей в солевых растворах сероводорода // РНТС. Сер. «Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности». М.: ВНИИОЭНГ, 1982. - Вып. 11.-е. 1-2.

55. Маркин А.Н. Углекислотная коррозия и ингибиторная защита газонефтесбор-ных трубопроводов, осложненные образованием осадков солей: Автореф. . канд. техн. наук. -М., 1992.

56. Медведев В.Ф. Сбор и подготовка неустойчивых эмульсий на промыслах. -М.: Недра, 1987.- 144 с.

57. Медведев Ф.П., Маркин А.Н. Об усиленной коррозии трубопроводов систем сбора нефти// Нефтяное хозяйство. 1985. - № 11. - С. 56-59.

58. Мингалев Э.П. и др. Исследование причин разрушений трубопроводов на Са-мотлорском месторождении и методы борьбы с ними. Нефтепромысловое дело. -1979.-№ 9.-С. 17.

59. Миркин А.З., Усиньш В.В. Трубопроводные системы. М.: Химия, 1991. -255 с.

60. Намиот А.Ю. Фазовые равновесия в добыче нефти. М.: Недра, 1976. - 185 с.

61. Определение основных причин поступления мехпримесей в скважины и нефтепроводы: Отчет/НижневартовскНИПИнефть. 1989.

62. Подобаев Н.И., Шалыгин С.П. Особенности формирования сульфидных пленок на армко-железе в нейтральных солевых растворах, содержащих сероводород // РНТС. Сер. «Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности». -М.: ВНИИОЭНГ, 1983.-Вып. 11.-С. 1-3.

63. Поршнев С.В. Вычислительная математика: Курс лекций. С.-П.: Изд-во БХВ-Петербург, 2005. - 320 с.

64. Проект разработки Самотлорского месторождения: Отчет/ ВНИИ, тема 367, СибНИИНП (15.81). -Москва -Тюмень, 1981. Т. 1.

65. Разработать типовые технологические процессы защиты от коррозии трубопроводов сероводородсодержащего нефтяного газа: Отчет НИР по договору 10-3-88/ ВНИИСПТнефть. Уфа, 1988.

66. РД 39-0076-91. Методика гидравлического расчета трубопроводов для жидкостных потоков с высоким газовым фактором. Уфа: ИПТЭР, 1991.

67. РД 39-0147103-347-86. Технология предотвращения ручейковой коррозии в системах нефтегазосбора.- Уфа: ВНИИСПТнефть, 1986.

68. РД 39-0147103-362-86. Руководство по применению антикоррозионных мероприятий при составлении проектов обустройства и реконструкции объектов нефтяных месторождений. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1987.

69. РД 39-0147323-339-89Р. Инструкция по проектированию и эксплуатации антикоррозионной защиты трубопроводов систем нефтегазосбора на месторождениях Западной Сибири. Тюмень: Гипротюменьнефтегаз, 1989.

70. РД 39-3-1034-84. Методическое руководство по вопросам проектирования и эксплуатации однотрубных систем сбора. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1984.

71. РД 39-3-669-81. Методика оценки агрессивности нефтепромысловых сред и защитного действия ингибиторов коррозии при транспорте обводненной нефти. Уфа, ВНИИСПТнефть, 1982.

72. РД-39-132-94. Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов.-М.: Недра, 1994.

73. Тухбатуллин Р.Г., Курмаев А.С., Фаритов А.Т. Определение технологических параметров ингибирования газопроводов при струйном и аэрозольном методах ввода ингибитора // Защита от коррозии и охрана окружающей среды. -1994. №4.с.2-5.

74. Ф.К. Курбанов, А. Икрамов, С. Юсупова и др. Влияние различных факторов на сероводородную коррозию стали 20 в электролите // РНТС. Сер. «Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности». М.: ВНИИОЭНГ, 1983. - Вып. 3.-С.1-2.

75. Хуршудов А.Г. Расчет технологических режимов, обеспечивающих противокоррозионную защиту нефтегазопроводов// ЭИ Борьба с коррозией и защита окружающей среды. М.: - ВНИИОЭНГ, 1987. - № 6. - С. 15.

76. Хуршудов А.Г., Сивоконь И.С., Маркин А.Н. Прогнозирование углекислотной коррозии нефтегазопроводов // Нефтяное хозяйство. 1989. - № 11. - С. 21.

77. Хуршудова А.Г. О механизме внутренней коррозии сточных воды нефтепромыслов// Обзорн. информ. Сер. «Нефтепромысловое дело и транспорт нефти». М.: ВНИИОЭНГ, 1985. - Вып.6. - С. 54.

78. Цинман А.И., Колесниченко В.Н., Чирков Ю.А. Защита от коррозии оборудования цехов переработки газа Казахского ГПЗ // Очистка и осушка нефтяных газов и защита оборудования от коррозии: Сб. М.: ВНИИОЭНГ, 1984. - С. 61-67.

79. Шрейдер А.В., и др. Влияние водорода на химическое и нефтяное оборудование/ А.В. Шрейдер, И.С. Шпарбер, Ю.И. Арчаков. М.: Машиностроение, 1976.- 144 с.

80. Щипачев B.C. Курс высшей математики. Можайск: Изд-во «Проспект», 2004.-597 с.

81. Яковлев JI.M., Гарник Ю.М. Коррозионное поведение некоторых металлов в природном газе, содержащем сероводород // Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. 1982. - № 7. - С. 6-8