Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Совершенствование методов и технических средств защиты промысловых трубопроводов от внутренней коррозии

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

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование методов и технических средств защиты промысловых трубопроводов от внутренней коррозии"

УДК 620.197

0046031 На правах рукописи

оЛшТ]^

Бекбаулиева Алия Аскаровна

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ И ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ЗАЩИТЫ ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОТ ВНУТРЕННЕЙ КОРРОЗИИ

Специальность 25.00.19 - Строительство и эксплуатация

нефтегазопроводов, баз и хранилищ

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа 2010

004608181

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУЛ «ИПТЭР»)

- доктор технических наук Багаутдинов Наиль Явдатович

- доктор технических наук, профессор Азметов Хасан Ахметзиевич

- кандидат технических наук Нагаев Радик Завгалович

- ООО «Институт «Нефтегазпроект»

Защита диссертации состоится 18 июня 2010 г. в 1500 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 ГУЛ «ИПТЭР».

Автореферат разослан 18 мая 2010 г.

Научный руководитель

Официальные оппоненты:

Ведущее предприятие

Ученый секретарь диссертационного совета

доктор технических наук ----Л.П. Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

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

Ситуация на сегодняшний день такова, что значительная часть трубопроводных систем (до 65 %) исчерпала установленный ресурс и вступает в период интенсификации потока отказов. При этом следует отметить, что основными причинами высокой аварийности технологических трубопроводных систем являются коррозионные повреждения (по литературным данным до 30 % от общего количества аварий). Проблема усугубляется еще и тем, что по условиям эксплуатации трубопровод, как правило, воспринимает одновременное воздействие механических нагрузок (деформаций), износа и кор-розионно-активных сред. Такое совместное воздействие может вызвать ускоренное коррозионно-механическое разрушение трубопроводов за счет общей механохимической коррозии, коррозионного растрескивания, коррозионной усталости и др., которые значительно интенсифицируются под влиянием полей блуждающих токов.

Несмотря на достигнутые успехи в деле повышения промышленной безопасности и долговечности технологических трубопроводных систем, некоторые вопросы коррозионной стойкости и коррозионно-механической прочности остаются открытыми и являются предметом исследований данной диссертационной работы.

Изучение условий эксплуатации промысловых трубопроводов и анализ существующих способов повышения их долговечности в условиях превалирующего воздействия внутренней коррозии показывают, что несмотря на применение различных мероприятий количество отказов промысловых трубопроводов из-за внутренней коррозии составляет по отрасли порядка 90 %. Свыше

70 % аварий приходится на специфическое разрушение в виде «канавочного» износа. Следует отметить, что большинство трубопроводов, подверженных интенсивному внутреннему износу, эксплуатируются без наружной изоляции и методов электрохимической защиты (ЭХЗ).

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

Одним из новых ресурсосберегающих направлений обеспечения безопасной эксплуатации трубопроводов и повышения их долговечности является разработка электрохимического метода и технических средств по предотвращению внутренней коррозии, позволяющих увеличить межремонтный период эксплуатации промысловых трубопроводов.

Цель работы - обеспечение безопасной эксплуатации и долговечности промысловых трубопроводов путем разработки ресурсосберегающего метода и технических средств за счет формирования на внутренней поверхности промысловых трубопроводов возобновляемой, твёрдой пассивирующей оксидной плёнки малой шероховатости.

Для достижения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

1) исследовать механизм разрушения внутренней поверхности промысловых трубопроводов, выявить влияние формы и размеров механических включений на безопасность и несущую способность промысловых трубопроводов;

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

3) разработать конструкцию антикоррозионного модуля для трубопровода Ду= 100 мм с целью снижения скорости внутренней коррозии, провести

стендовые испытания антикоррозионного модуля на производственной базе филиала «Уфа-газ» и выявить закономерности коррозионного износа с целью повышения безопасности при эксплуатации промысловых трубопроводов;

4) разработать конструкцию катодной защиты внутренних поверхностей промысловых трубопроводов от внутренней коррозии и усовершенствовать конструкцию дренажной защиты от коррозии.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач базировалось на применении теории электрохимической коррозии, катодной защиты, стандартных методов коррозионных исследований в лабораторных и промысловых условиях с использованием современного оборудования.

На защиту выносятся:

• механизм электрохимического предотвращения коррозионного износа внутренней поверхности линейной и коммутационной частей подземных и наземных технологических трубопроводов;

• метод обеспечения безопасной эксплуатации и долговечности промысловых трубопроводов, подверженных внутреннему разрушению, основанный на формировании защитной плёнки магнетита в процессе электрохимических реакций электролиза свободной воды и воды, эмульгированной в нефти, непосредственно при транспортировании продукта;

• технологические схемы и конструкции устройств по предотвращению внутреннего коррозионного износа промысловых трубопроводов.

Научная новизна

Разработан новый ресурсосберегающий метод обеспечения безопасной эксплуатации и долговечности промысловых трубопроводов, подверженных «канавочному» износу, базирующийся на следующих результатах.

1. На основе анализа существующих способов обеспечения безопасной эксплуатации промысловых трубопроводов установлено, что одним из эффективных способов обеспечения безопасной эксплуатации и долговечности является научно обоснованный электрохимический метод, основанный на электро-

лизе воды, эмульгированной в нефти, вследствие катодной поляризации части защищаемого оборудования.

2. Установлено, что ионная связь между «жертвенным» электродом и стальным трубопроводом в процессе катодной (протекторной) защиты обеспечивает более равномерный износ внутренней поверхности трубопровода, причем чем более равномерен износ стенки трубы, тем безопаснее эксплуатация трубопровода, которая определяется остаточной толщиной стенки в области канавки и в значительной степени зависит от количества крупных эрозионных частиц и незначительно — от расхода продукта.

Практическая ценность результатов работы

Метод и конструкции устройств, снижающих скорость внутренней коррозии, разработанные по результатам теоретических и экспериментальных исследований, позволят увеличить межремонтный период промысловых трубопроводов на 12... 15 %.

Апробация работы

Основные положения и результаты работы докладывались на научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках V Российского энергетического форума» (г. Уфа, 2005 г.); на совещаниях НК «Роснефть» (г. Москва, 2006 г.), ОАО «Газпром» (г. Москва, 2006 г.).

Публикации

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 10 научных трудах, в том числе в 3 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ, получены 1 патент и 1 положительное решение по заявке.

Структура и объем диссертации

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, библиографического списка использованной литературы, включающего 99 наименований. Работа изложена на 120 страницах машинописного текста, содержит 33 рисунка, 10 таблиц.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы ее цель и основные задачи, показаны научная новизна и практическая ценность результатов работы.

В первой главе рассмотрены вопросы эксплуатации промысловых нефтепроводов с противокоррозионным покрытием, предотвращающим контакт агрессивных грунтов с поверхностью стали и образование коррозионных элементов (гальванических пар). В реальных условиях месторождений большинства регионов страны срок службы металлических конструкций часто составляет менее одного года. Продлить его можно, в основном, четырьмя способами, которые используются на практике:

1) изоляцией поверхности сооружения от контакта с внешней агрессивной средой;

2) использованием коррозионно-стойких материалов;

3) воздействием на транспортируемую среду с целью снижения ее агрессивности;

4) применением электрозащиты подземных металлических сооружений.

Во второй главе рассмотрено влияние защитных плёнок, образующихся

на поверхности катоднозащищёных трубопроводов.

Опыт применения катодной защиты наружной поверхности трубопроводов показал, что на поверхности подземного трубопровода в местах повреждения защитного покрытия образуется пленка, оказывающая значительное влияние на процесс развития коррозии, а следовательно, и на выбор параметров катодной защиты.

На основании результатов проведенного анализа существующей на сегодняшний день литературы можно сделать вывод, что значение влияния катодной пленки на поверхность стали в современных теориях практически не учитывается. Таким образом, в результате действия катодной защиты на стальной поверхности образуется пассивная пленка из продуктов коррозионной реакции

и известковых отложений, как правило, снижающая площадь незащищенной стальной поверхности, подвергающейся воздействию коррозионного грунта. В результате этого снижается возможность обнаружения повреждений защитных покрытий трубы и определения их размеров.

Катодная защита, используемая на корродирующей трубе, не прекращает полностью коррозионную реакцию. Однако темп коррозионной реакции значительно снижается при увеличении тока катодной защиты (при увеличении потенциала «труба - земля»). Реальной скоростью коррозии для катодных пассивных пленок при - 850 мВ считается 0,0127 мм/год. Теоретически до сих пор считается, что катодно-защищенная поверхность представляет собой чистую сталь серого цвета, что редко соответствует действительности.

В третьей главе приведены результаты лабораторных исследований протекторной защиты без применения гальванической связи с защищаемым оборудованием.

Пассивное состояние металлов обусловлено образованием очень тонкой пленки окисла, представляющего собой отдельную фазу или слой хемосорби-рованного кислорода. Некоторый кислородный «барьер», образующийся на поверхности металла в подходящем окислителе, сильно тормозит анодный процесс.

Для изучения возможности применения разработанного протектора и определения эффективности его действия была создана экспериментальная установка, схема которой представлена на рисунке 1. Установка представляет собой трехэлектродную электрохимическую ячейку, позволяющую снимать поляризационные кривые в среде, состоящей из влажного порошкообразного активатора. Методика снятия поляризационных кривых является стандартной. Каждую поляризационную кривую (анодную и катодную) снимали не менее шести раз. Обработка полученных результатов и построение поляризационных кривых проводились в табличном процессоре Microsoft Excel 97 и Sigma Plot 9.0.

1 - электрохимическая ячейка; 2 - рабочая среда; 3 - рабочий (исследуемый) электрод; 4 - вспомогательный (поляризующий) электрод; 5 - хлорсеребряный электрод сравнения; 6 - элемент для перемешивания; 7 - электромагнитная мешалка; 8 - вариатор; 9 - потенциостат

Рисунок 1 - Установка для исследования поляризационных свойств

Для большинства коррозионных систем кинетика электродных процессов описывается уравнением:

I Г 2,303(Е-Е*) 2,303(Е-Е*)]

1*ТР ь; ехр ь; г

где I* - ток коррозии при потенциале коррозии Е*;

Ьа, Ьс - соответственно анодная и катодная тафелевские константы. Применение этого метода наиболее целесообразно в тех случаях, когда анодная поляризация вызывает травление поверхности электрода, или когда выделение водорода при катодной поляризации сопровождается осаждением гидроксидов на поверхности электрода.

Все исследования проводились на образцах, которым были присвоены следующие маркировки:

НКТ - образцы насосно-компрессорных труб (НКТ);

ОК - образцы обсадной трубы;

Ш - образцы насосных штанг;

М - образцы штанговых муфт;

- образцы магниевого сплава МА-50.

В качестве электролита применялся имитант пластовой воды - раствор 10 %-ного раствора ИаС1 в водопроводной воде.

Объективной характеристикой коррозионного поведения любых металлов и сплавов, погруженных в раствор электролитов, являются стационарные потенциалы.

По стандартной методике в пластовой воде определяли стационарные потенциалы сталей (НКТ, ОК, Ш, М) во времени.

На рисунке 2 приведены экспериментально полученные стационарные потенциалы для сталей НКТ, ОК, Ш, М в пластовой воде без протектора. В начальный момент времени у всех образцов наблюдается резкое снижение потенциала, и по истечении 5.. .6 часов снижение потенциала практически замедляется.

ф, мВ

_ __г, с

-400 т------'----'---'-'-

♦ 5000 10000 15000 20000 25000 30000 35000 40000 45000 5000)

-450

НКТ М Ш ОК

-700

Рисунок 2 - Графики изменения стационарного потенциала сталей образцов в пластовой воде во времени

Установившиеся значения изменения стационарного потенциала сталей образцов после 12-часовой выдержки сведены в таблицу 1. Исходя из полученных значений можно выстроить ряды М, ОК, НКТ, Ш, в которых наблюдаются изменения потенциалов в областях более положительного значения от - 0,663 (у образца М) до - 0,562 В (у образцов Ш).

Таблица 1 - Значения стационарных потенциалов сталей,

установившихся после 12 часов выдержки в пластовой воде

М ОК НКТ III

Стационарный потенциал, В - 0,663 - 0,649 - 0,627 - 0,562

Большой интерес представляло исследование влияния магниевого протектора на растворение сталей в пластовой воде, при этом протектор находился в электролите и не был соединен проводниками 1 рода с образцами. Полученные значения потенциалов образцов и магниевого протектора приведены на рисунке 3.

ф, В_,_,_____,_,_______с

■ 5000 10000 15000 20000 25000 30000 35000 40000 45000 50000

и,ьи -_, „ - . -.. , .. - .......... ш . п 1 г

ОК

и,(и

о.ао

-1,10

1,30

-1,ьи тд

-1.70

Рисунок 3 - Изменение стационарных потенциалов сталей НКТ, ОК и Ш в рабочей среде по отношению к магниевому протектору

Исследования влияния наличия и отсутствия протектора на ход поляризационных кривых проводились в пластовой воде в присутствии протектора

(магния) на расстоянии 0,03 м с выдержкой 20 часов и без протектора (магния) также с выдержкой 20 часов в пластовой воде. Результаты поляризационных потенциодинамических исследований для образцов М, НКТ, ОК, Ш приведены на рисунках 4-7 (по оси ОХ - потенциал, мВ; по оси ОУ - плотность тока, А/см2).

6 5

3 2 1 0 ■1 -2

Рисунок 4 - Поляризационные потенциодинамические кривые после выдержки 20 ч в пластовой воде образца М без магния и в присутствии магния

б 5

4 3 2 1 О -1

Рисунок 5 - Поляризационные потенциодинамические кривые после выдержки 20 ч в пластовой воде образца НКТ без магния и в присутствии магния

Рисунок 6 - Поляризационные потенциодинамические кривые после выдержки 20 ч в пластовой воде образца ОК без магния и в присутствии магния

Рисунок 7 - Поляризационные потенциодинамические кривые после выдержки 20 ч в пластовой воде образца Ш без магния и в присутствии магния

Как видно из рисунков 4-7, во всех экспериментах при выдержке образца стали с магнием в пластовой воде в течение 20 ч происходит сдвиг потенциала начала активного анодного растворения в область более положительных значений. Это явление приводит к замедлению процессов растворения сталей, и чем больше выдержка в пластовой воде образца стали с магнием, тем меньше скорость их анодного растворения.

Данное поведение, по-видимому, определяется тем, что магний в растворе с сильной минерализацией интенсивно растворяется за счет ионов пластовой

воды, приводя тем самым к градиенту концентрации ионов у магния (протектора). Это предположение подтверждается смещением кривых на графиках в анодную область и замедлением скорости растворения стали.

Проведенные эксперименты показали, что растворение магния приводит к появлению малорастворимых солей магния, которые, осаждаясь на поверхности образцов, в свою очередь дополнительно замедляют процесс их анодного растворения.

Полученные результаты показали, что как при контакте, так и в присутствии протектора, магний является анодом, на котором протекает электрохимическая реакция растворения, а сталь выступает в качестве катода, где проходят процессы восстановления компонентов электролита. Скорость коррозии стали в данном случае будет определяться в большей мере химической агрессивностью среды, а не электрохимической неоднородностью поверхности.

В четвертой главе в соответствии с результатами лабораторных исследований разработано автономное протекторное устройство (рисунок 8), предназначенное для снижения скорости коррозии и усталостно-коррозионного износа промысловых трубопроводов и манифольдов добывающих скважин осложнённого фонда.

1 - корпус; 2 - электрод МА-5; 3 - центратор; 4 - шайба; 5,6- болты

Рисунок 8 - Антикоррозионный модуль

Определение работоспособности антикоррозионного модуля и оценка уровня его функционального назначения проводились в стендовых условиях на минерализованной воде 10 г/л.

В процессе испытаний были определены эффективность применения протектора и зона его антикоррозионного действия.

Испытания проводились на стенде (рисунок 9), выполненном в виде замкнутой петли общей длиной 28 м и включающем центробежный насос, буферную ёмкость, контрольный участок трубопровода, отсечённый изолирующими фланцевыми соединениями (ИФС), дренажные вентили и комплект измерительной аппаратуры (измерительный блок «Моникор-2» и два датчика коррозии).

1 - задвижка; 2 - вентиль; 3 - манометр; 4 - антикоррозионный модуль; 5 - контрольный участок; 6,7 - термометры; 8 - насос; 9 - слив; 10 - буферная ёмкость 2 м3; 11 - датчики «Моникор-2»; 12 - пульт «Моникор-2»

Рисунок 9 - Схема стенда

На рисунке 10 изображён измерительный стенд, смонтированный на производственном участке филиала «Уфа-газ».

Рисунок 10 - Стенд для изучения скорости коррозии участка трубопровода

За время измерений 2 раза проводились отборы проб воды на химический анализ.

Процесс испытания на стенде заключался в заполнении системы подготовленной жидкостью и проведении измерения скорости коррозии в течение трех суток в соответствии с утверждённой технологической схемой.

При оценке эффективности работы антикоррозионного протектора сравнивались скорости коррозии испытываемого и контрольного участков трубопровода.

По окончании стендовых испытаний в процессе лабораторных исследований на внутренней поверхности защищаемой конструкции отмечено образование черной плёнки, образовавшейся в результате действия протекторной защиты. При отсутствии протекторной защиты (контрольный участок) цвет поверхности образца трубы меняется за счет красной ржавчины (гематита), которая указывает на активный процесс коррозии. Собранные образцы коррозионных отложений с поверхности трубы были подвергнуты рентгеноскопическому анализу. Как оказалось, основным компонентом пленки, образующейся под действием катодной защиты, является магнетит (Ре304). Анализ бело-серых известковых отложений на поверхности оборудования выявил наличие солей натрия,

магния и кальция, особенно карбонатов и сульфатов. Образование пленок магнетита ведёт к блокировке дефектов поверхности и означает, что нет доступа электролита к поверхности, следовательно, нет условий для развития коррозии.

Как показали проведённые лабораторные исследования, электролитическое воздействие приводит к появлению устойчивых к схлопыванию газовых пузырьков малого радиуса на поверхности защищаемого металла. Благодаря таким свойствам пузырьки, образовываясь на поверхности трубопровода, захватывают частицы твёрдых отложений и, внедряясь в отложения, разрушают их. К тому же возможность образования хорошо проводящего гладкого покрытия достаточной толщины снижает силы притяжения настолько, что сдвиговые напряжения срывают частицы солей, парафинов, гидратов и продуктов коррозионного износа.

Одновременно на очищенной стальной поверхности образуется защитная пленка с малой шероховатостью, что ведёт к устранению дефектных зон вдоль трубопровода.

Учитывая, что электрическое сопротивление оксидной плёнки значительно больше электрического сопротивления чистого металла, большая часть тока, шунтируя защищённые оксидной плёнкой участки поверхности, потечёт к новым участкам стальной поверхности, тем самым обеспечивая защиту более удалённых от места расположения защитного модуля участков. Очищающий и защитный эффекты проявляются на внутренних поверхностях трубопровода, имеющего достаточный электрический потенциал, и зависят от многих параметров среды: её плотности, температуры, вязкости, рН, содержания газа, наличия механических включений, давления и других факторов.

Результаты исследований отложений внутри трубы диаметром 100 мм и длиной 250 мм показали, что они расположены неравномерно по площади. На всех участках наблюдались отложения в виде ровного слоя темно-коричневого цвета с выступающими блестящими кристаллами гипса. Форма кристаллов гипса свидетельствует о том, что их рост произошёл в воздушной среде. Часть отложений механически удалена с поверхности трубы до ме-

талла пластмассовым шпателем. Поверхность металла под отложениями не нарушена и покрыта гладкой плёнкой черного цвета.

На контрольном участке трубопровода, ограниченном установкой изоляторов ИФС, отмечено образование рыхлых соединений бурого цвета.

На рисунке 11 показано изменение скорости коррозии внутренней поверхности участка трубопровода относительно контрольного на 12... 15 %.

Время

Рисунок 11 - Изменение скорости коррозии внутренней поверхности участка трубопровода относительно контрольного

Недостатком применяемых устройств катодной защиты является небольшая эффективность в условиях высокого электрического сопротивления грунтов и, как следствие, сниженных значений плотности тока.

Для повышения эффективности и комплексности воздействия на внутреннюю поверхность трубопровода разработана схема катодной защиты, включающая источник постоянного тока и вспомогательный электрод (анод), располагаемый внутри трубопровода в максимально низкой его части.

Достижение положительного эффекта в предложенном устройстве обеспечивается, во-первых, повышенной плотностью тока и использованием в качестве электролита самой перекачиваемой жидкости (воды, эмульгированной в нефти), и, во-вторых, эффектом «катодной пассивности», так как внутренняя и наружная поверхности трубопровода покрываются прочной плёнкой Ре304

(магнетитом), дополнительно обеспечивая защиту от коррозии и устранение дефектных зон вдоль трубопровода.

На рисунке 12 изображен трубопровод 1 с предварительно размещённым электродом 3, изолированным от защищаемого трубопровода, уплотнительным устройством 2, изоляторами 4 и станцией катодной защиты 5 (Положительное решение по заявке № 2009146806/22).

1 - трубопровод; 2 - уплотнительное устройство; 3 - жертвенный электрод; 4 - изоляторы; 5 - станция катодной защиты

Рисунок 12 - Катодный вариант защиты трубопровода от внутренней коррозии

Известно, что влияние блуждающих токов, также ответственных за коррозионное разрушение трубопровода, можно предупредить или совсем устранить за счет использования схем дренажной защиты. Основной принцип электродренажной защиты состоит в устранении анодных зон на защищаемом оборудовании. При этом катодные зоны, образовавшиеся на наружной поверхности трубопровода, сохраняются. Это может быть отводом (дренажом) блуждающих токов с участков анодных зон трубопровода на «землю».

Также для ограничения области действия катодной защиты применяют изолирующие вставки, устанавливаемые в начале и конце трубопровода или в конце ответвлений, ведущих к потребителям. Они могут представлять собой приваренные фланцы с прокладками из изолятора (изолирующие фланцы) или готовые изолирующие фланцевые соединения, монтируемые при укладке трубопровода. ИФС в грунте заливают битумом или забивают пластичной шпаклевкой и обматывают бандажами для защиты от коррозии. Дальнейшим совершенствованием конструкции служит изолирующее соединение, показанное на рисунке 13, шунтированное диодной сборкой, размещённой во взрывозащищённом корпусе.

1 - незащищённый участок трубопровода; 2 - защищённый участок трубопровода методом дренажа; 3 - диодная сборка

Рисунок 13 - Изолирующее соединение с диодной сборкой, размещённой во взрывозащищённом корпусе

Предложенная конструкция позволяет исключить влияние токов промышленной частоты с одновременной катодной поляризацией защищаемого оборудования.

21

Основные выводы

1. Определен механизм разрушения внутренней поверхности промысловых трубопроводов; выявлено влияние формы и размеров механических включений на безопасность и несущую способность промысловых трубопроводов.

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

3. Разработана конструкция антикоррозионного модуля трубопровода Ду= 100 мм для снижения скорости внутренней коррозии, выявлены закономерности коррозионного износа с целью повышения безопасности при эксплуатации промысловых трубопроводов.

4. Разработана конструкция катодной защиты внутренних поверхностей промысловых трубопроводов от внутренней коррозии и усовершенствована конструкция дренажной защиты от коррозии.

5. Выявлено, что нейтрализатором коррозионного износа является процесс образования твёрдой гладкой пассивирующей плёнки магнетита в процессе катодной (протекторной) защиты.

Основные положения диссертационной работы опубликованы в следующих научных трудах:

1. Бекбаулиева A.A., Багаутдинов Н.Я., Подъяпольский А.И., Мугатаба-рова A.A. Совершенствование защиты внутренней поверхности трубопроводов от коррозии // Нефтегазовое дело: Электронный научный журнал. 24.02.2010. -URL: http://www.ogbus.ru/authors/Bekbaulieva/Bekbaulieva_l.pdf (дата обращения 15.04.2010).

2. Хайбуллин P.M., Элштейн А.Р., Карамышев В.Г., Бекбаулиева A.A., Хасаншин JI.P. Предотвращение пескопроявлений из скважин осложнённого фонда // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - Уфа, 2009. - Вып. 4 (78). - С. 58-61.

3. Болотов В.В., Тогашева А.Р., Бекбаулиева A.A. Выбор вариантов перекачки парафинистой нефти при проектировании нового нефтепровода // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - Уфа, 2007. - Вып. 1 (67). - С. 12-16.

4. Бекбаулиева A.A., Карамышев В.Г., Чернов В.Н. Технология подготовки нефти И НТЖ «Интервал. Передовые нефтегазовые технологии». - 2008. -№ 2. - С. 56-57.

5. Гумеров А.Г., Карамышев В.Г., Тогашева А.Р., Бекбаулиева A.A. Подготовка нефти в процессах обезвоживания и обессоливания // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов: Сб. научн. тр. / ИПТЭР. -Уфа, 2006.-№66.-С. 7-12.

6. Гумеров А.Г., Карамышев В.Г., Ямлихин P.P., Бекбаулиева A.A., Хази-пов Р.Х. Предотвращение образования стойких нефтяных эмульсий в насосах // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов: Сб. научн. тр. / ИПТЭР. - Уфа, 2006. - № 66. - С. 13-19.

7. Карамышев В.Г., Бекбаулиева A.A. Методы реологических исследований дисперсных систем // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов: Сб. научн. тр. / ИПТЭР. - Уфа, 2006. - № 66. - С. 58-61.

8. Патент на полезную модель РФ № 65250. Гидростатический регулятор уровня концевой ступени сепарации / А.Г. Гумеров, В.Г. Карамышев, А.Р. Тогашева, A.A. Бекбаулиева, В.В. Болотов (РФ). - 2007106212; Заявлено 19.02.2007; Опубл. 27.07.2007. Бюл. 21.

9. Положительное решение по заявке № 2009146806/22 от 12.03.2010 г. Устройство защиты от коррозии внутренней поверхности нефтепроводов / A.A. Бекбаулиева, А.Р. Эпштейн, JI.P. Хасаншин, В.Р. Мурзагулов (РФ). - Заявлено 16.12.2009.

10. Бекбаулиева А.А., Багаутдинов НЛ., Подьяпольский А.И. Устройства для повышения коррозионной стойкости технических систем // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер. научн.-практ. конф. в рамках ХУШ междунар. специа-лизир. выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2010». - Уфа, 2010. - С. 264-265.

Фонд содействия развитию научных исследований Подписано к печати 11.05.2010 г. Бумага писчая. Заказ № 203. Тираж 100 экз. Ротапринт ГУЛ «ИПТЭР», 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Бекбаулиева, Алия Аскаровна

Введение

Глава 1. Анализ эксплуатации и современное состояние промысловых трубопроводов

1.1 Классификация способов защиты трубопроводов от коррозии Постановка задач исследования

Выводы

Глава 2. Защитные свойства плёнок, образующихся на поверхности катодно-защищённых трубопроводов

Выводы

Глава 3 Особенности электрохимических методов коррозионной защиты трубопроводов

3.1 Теоретические основы коррозионных процессов

3.2 Методика изучения коррозионной стойкости металлов и сплавов при взаимодействии с электролитами .,

3.2.1 Методика измерения стационарных потенциалов

3.2.2 Методика снятия коррозионных кривых и определения токов коррозии

3.3 Исследование влияния протектора на коррозию материалов

3.4 Влияние протектора на потенциалы образцов в пластовой воде и рентгеноспектральный анализ поверхности образцов 77 Выводы

Глава 4. Обеспечение безопасной эксплуатации и долговечности трубопроводов, подверженных коррозионному износу

4.1 Механизм коррозионного разрушения внутренней поверхности трубопровода

4.2 Экспериментальное обеспечение предлагаемой технологии

4.3 Разработка антикоррозионного модуля для защиты трубопроводов от внутренней коррозии и результаты стендовых испытаний

4.4 Устройства защиты от коррозии внутренней поверхности нефтепроводов

4.4.1 Протекторный вариант защиты

4.4.2 Катодный вариант защиты

4.5 Конструктивные решения дренажной защиты трубопроводов

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование методов и технических средств защиты промысловых трубопроводов от внутренней коррозии"

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

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

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

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

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

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

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

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

Для достижения поставленной цели были сформулированы следующие задачи:

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

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

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

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

Основные защищаемые положения

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

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

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

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

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

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

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

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

- НК «Роснефть» (г. Москва 2006 г.),

- ОАО «Газпром» (г. Москва, 2006 г.),

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

1. Анализ эксплуатации и современное состояние промысловых трубопроводов

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

Свыше 15 лет Нефтепроводы

Рисунок 1.1 - Срок службы трубопроводов

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

Свыше 15 лет 10%

Водоводы

До 5 лег

29%

От 10до 15 лет

39%

От 5 до 10 л« л <и

Л'

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

Таблица 1.1 - Параметры пластов Ватьёганского месторождения

Наиме- Газо- Плот- Плот- Давле- Вязкость Темпе- Содер- Плотнова- вый ность ность ние на- нефти, ратура жание ность ние фактор» м3/м нефти. воды, сыще- МПа сек. пласта, азота. газа, г/см пласта г/см3 г/см3 ния, МПа °С %

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

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

АВб 44 0,839 1,012 7,7 2.4Е 68 0 0

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Продуктивные ппасты

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

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

Продукт ннные плас гы ы- г с j — 2

Рисунок 1.3 — Отношение дебитов пластов к общему объёму добычи

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

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

Таблица 1.2 - Средний состав пластовых вод Ватьёганского месторождения

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

С Г SO4 НСОз" Са Na4K+

АВ1/2 12309,30 11,45 218,39 837,27 93,23 7210,60 20692,38

БВ1 12390,24 7,98 390,70 899,97 66,54 7292ДО 21072,24

АВ8 13642,71 6,26 447,37 1439,86 159,16 7353,84 23056,70

АВЗ 12153,12 12,67 176,63 855,72 80,23 7081,60 19397.71

ЮВ1 15865,30 13,40 567,30 742,62 88,48 9870,25 27163,54

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

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

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

Годы всего —«—пресная А сточная -к сеноман

Рисунок 1.5 - Изменение объема закачки воды по годам

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

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

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

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

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

Рисунок 1.6 - Аварийность трубопроводов

1 - нефтепроводы; 2 — водоводы о >1

5 § о й

JS н а s « а о ж О rt ю

- Я

Л CL р С

1991

1993

1995

Годы 1997

1999

2001

Рисунок 1.7 - Удельная аварийность трубопроводов Ватьёганского месторождения

I- нефтесборные трубопроводы; 2 - низконапорные водоводы годы нефтепроводы —■-'ВОДОЛОДЫ

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

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

Средние значения удельной аварийности в зависимости от назначения трубопроводов имеют следующие значения (рисунки 1.8 и 1.9): напорные нефтепроводы - 0,026 шт/год 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 1.3).

Таблица 1.3 - Удельная аварийность трубопроводов в зависимости от их диаметров

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

114 0,012 0,010

159 ОДОЗ —

168 0,038 0,012

219 0,049 0,030

273 0,054 0,034

325 0,045 —

426 0,024 0,250

Аварии на трубопроводах наносят значительный экономический и экологический ущерб. В среднем ликвидация одной аварии на нефтепроводе обходится в 60-70 тыс. руб., при этом разливается от 0,11 до 0,5 т. нефти. Общие же затраты на ликвидацию аварий в системе нефтесбора Ватьеганского месторождения НГДУ «Повхнефть» за период с 1991 по 2001 год составили 10346,833 тыс. руб.

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

Диа- Затраты, руб. Количество разлитой метр, нефти, т i жидкости, м3 мм 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

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

120

100 g во S з

8- 60 с о

5 40 #

20 0

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

По вх нефть»

--

-1

1 Ik. . I I tu

25 50 75 100 свыше 100

Площадь замазученности в 114 ■ 159 П219 п 273 и 325 га426

90

80 £ 70 rf 60 iso g 40 о

5 зо * 20 10 0

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

Ватьёга нефть»

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

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

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

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

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

Заключение Диссертация по теме "Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ", Бекбаулиева, Алия Аскаровна

Основные выводы 3

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

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

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

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

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

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

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Бекбаулиева, Алия Аскаровна, Уфа

1. Абдуллин И.Г. и др. Механизм канавочного разрушения нижней образующей нефтесборных коллекторов. М.: Нефтяное хозяйство, 1984.-С. 51-53.

2. Абдуллин И.Г., Гареев А.Г. Магистральные газопроводы: особенности проявления ККР //Газовая промышленность. 1992. № 10 С. 1820.

3. Абдуллин И.Г., Гареев А.Г. Изучение механизма карбонатного коррозионного растрескивания // Газовая промышленность. 1993.4.:С. 35-36.

4. Абдуллин И.Г., Гареев А.Г. Диагностика карбонатного коррозионного растрескивания. // Разовая промышленность. № 7. 1992. С. 28.

5. Агапчев В.И., Виноградов Д.А., Абдуллин В.М. Трубопроводные системы из композиционных материалов в нефтегазовом строительстве. — Нефть и газ, №5, 2003.

6. Ажогин Ф.Ф. Коррозионное растрескивание и защита высокопрочных сталей. М.: Металлургия, 1974.

7. Анучкин М.П., Горицкий В.Н., Мирошниченко Б.И. Трубы для магистральных трубопроводов.-М.:Металлургия, 1986.-831 с.

8. Бабич В.К., Гуль Ю.П., Долженков И.Е. Деформационное старение сталей. М.: Металлургия, 1972. - 320 с.

9. Бекбаулиева А.А., Карамышев В.Г., Чернов В.Н. Технология перекачки нефти //НТЖ «Интервал».- 2008.- вып.№2. — С. 56 57.

10. Бекбаулиева А.А., Мугатбарова А.А., Подъяпольский А.И., Эпштейн А.Р. Совершенствование защиты внутренней поверхности трубопроводов от коррозии. / Нефтегазовое дело, 2010 http://www. о gbus.

11. Болотов В.В., ТогашеваА.Р., Бекбаулиева А.А. Выбор вариантов перекачки при проектировании нового нефтепровода // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов: Сб. научн. тр. / ИПТЭР.-Уфа, 2007. — С. 12-16.

12. Бородавкин П.П. Подземные магистральные трубопроводы. М.: Недра, 1982. - 324 с.

13. Браун У., Строулли Дж. Испытания высокопрочных металлов на вязкость разрушения при плоской деформации. М.: Мир, 1972. - 246 с.

14. Бэкмен В., Швенк В. Катодная защита от коррозии. М.: Металлургия, 1984. - 496 с.

15. Вайднер X. Изоляция стальных труб полиэтиленом // Газ. пром-сть. -1994.-№11.-С. 33-34.

16. Воронин В.И., Воронина Т.С. Изоляционные покрытия подземных нефтегазопроводов. -М.: ВНИИОЭНГ, 1990. 198 с.

17. Гареев А.Г., Абдуллин И.Г., Абдуллина Г.Л., Влияние сульфидных включений в сталях на стресс-коррозию магистральных газопроводов.//Газовая промышленность. 1993. № 11. С. 29-30.

18. Гончаров В.М., Капцов I.I., Россоха A.M., Скрильник В.В. Эпоксидно-битумное покрытие для антикоррозионной защиты трубопроводов. // Нафт. i газ. пром-сть «Нефт.и газ. пром-сть». 1998. - № 1. -С. 37.

19. Груздев А.А., Тютьнев A.M., Черказов Н.М. Новые материалы, технологии и оборудование для защиты магистральных нефтепроводов от коррозии // Трубопроводный транспорт нефти. 1998. — № 1. — С. 20-21.

20. Гудов А.И., Сайфутдинов М.И. Повышение качества изоляционных материалов и совершенствование технологии их нанесения при капитальном ремонте и реконструкции магистральных нефтепроводов // Трубопроводный транспорт нефти. 1998. - №2. - С. 22-23.

21. Гумеров Р.С., Лебеденко В.М., Рамеев М.К., Ибрагимов М.Ш. Опыт применения липких лент для антикоррозионной защиты нефтепроводов // Трубопроводный транспорт нефти. 1996, № 1. - С. 23. 23.

22. Гумеров А.Г., Карамышев В.Г., ТогашеваА.Р., Бекбаулиева А.А. Подготовка нефти в процессе обезвоживания и обессоливания // Проблемысбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов: Сб. научн. тр. / ИПТЭР.- Уфа, 2006. С. 7-12.

23. Гутман Э.М. Механохимия металлов и защита от коррозии. М.: Металлургия, 1981.-271 с.

24. Гутман Э.М., Зайнуллин Р.С. Определение прибавки к толщине сте нок сосудов и трубопроводов на коррозионный износ // Химическое и нефтяное машиностроение -1983. № 11. - С. 38-40.

25. Гутман Э.М., Зайнуллин Р.С. Оценка скорости коррозии нагруженныхэлементов трубопроводов и сосудов давления // Физико-химическая механика материалов. 1984. - № 4. - С. 95-97.

26. Защита трубопроводов от коррозии. Protecting oil and gas pipelines from corrosion // 3 R Int. 1996. - № 1. - C. 60.

27. Защитные свойства плёнок, образующихся на поверхности катоднозащищённых труб Pipe Line Industry. — 1992, IX.— Vol.75, N 9.— P.39, 42, 44, 45.

28. Изоляция труб, фитингов и арматуры в полевых условиях. Serviurap's pipeline protection system // Water and Waste Treat (Or. Brit.). -2000. №5.-C. 46.

29. Карамышев В.Г., Бекбаулиева A.A. Методы реологических исследований дисперсных систем // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов: Сб. научн. тр. / ИПТЭР.- Уфа, 2006. -С. 58-61.

30. Коррозия: Справ, изд.-// под ред. J1.J1. Шраера. Пер. с англ.-М. Металлургия, 1981.-632 с.

31. Красноярский В.В. Электрохимический метод защиты металлов от коррозии.-М.:Машгиэ, 1981.-86 с.

32. Красовский А .Я., Красико В.Н. Трещиностойкость сталей магистральных трубопроводов. -Киев: Наук, думка, 1990. -176 с.

33. Кузнецов М.В., Новоселов В.Ф., Тугунов П.И., Котов В.Ф. Противокоррозионная защита трубопроводов и резервуаров: Учебник для вузов. М.: Недра, 1992. - 238 с.

34. Материалы симпозиума фирмы «Ниппон-Кокан» (Япония). — М.,1990.

35. Медведев А.П., Маркин А.Н. Об усиленной коррозии трубопроводов и систем сбора нефти НГДУ «Белозернефть» // Нефтяное хозяйство. 1995. - № П.- С. 23-24.

36. Овчаренко Ю.Д. У-образные вырезки в линейной механике разрушения. М.: Деп. в ВИНИТИ, 1977. - № 4359-77. - 16 с.

37. Окерблом А.И., Демянцевич В.П., Байкова И.П. Проектирование технологий изготовления сварных конструкций. Л.: Судпромгиз, 1963. -602 с.

38. Маричев В.А. Некоторые нерешенные вопросы электрохимии коррозионного растрескивания '/Защита металлов. 1984. Т.20.№ 1. С. 77-84.

39. Методика определения опасности повреждений стенки труб магистральных нефтепроводов по данным обследования внутритрубными дефектоскопами. М.: АК «Транснефть», 1994. - 32 с.

40. Методика определения остаточного ресурса трубопроводов с дефектами, определяемыми внутритрубными инспекционными снарядами. -М.: АК Транснефть», 1994. 36 с.

41. Методика оценки работоспособности труб линейной части нефтепроводов на основе диагностической информации. РД 39-00147105001-91. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1992. 120 с.

42. Методика по выбору параметров труб и поверочного расчета линейной части магистральных нефтепроводов. РД 39-00147103-361-86. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1987. - 38 с.

43. Микляев П.Г., Нешпор Г.С., Кудряшов В.Г. Кинетика разрушения. М.: Машиностроение, 1979. 279 с.

44. Морозов Е.М. Техническая механика разрушения. Уфа.: МНТЦ «БЭСТС», 1997.-429с.

45. Мэнсон С. Температурные напряжения и малоцикловая усталость. М.: Машиностроение, 1974. 344 с.

46. Матер1али трасово!' i базово1 1золяц1 i и нафтогазопровод1в / Я.А. Середницкий, О.Ф. Иткин // Нафт. i газ. пром-сть. 1999. - № 5. С. 48-51.

47. Наружная антикоррозионная изоляция труб. Технические условия 39-0147585-49-98/НПО «ЗНОК и ППД», 1997. 14 с.

48. Обёрточный материал на основе стекловолокна. Class fibre pipewrapping // Corros. and Coat, S.Afr. 1991/92. - C. 22.

49. Осложнения в нефтедобыче / Н.Г. Ибрагимов, А.Р. Хафизов, В.В.Шайдаков и др.: Под ред. Н.Г. Ибрагимова, Е.И. Ишемгужина— Уфа: ООО «Издательство научн.-технич. литературы «Монография», 2003.- 302с.

50. Огибалов П.М., Мирзаджанзаде А.Х. Механика физических процессов. М.: Изд-во МГУ им. Ломоносова, 1976.

51. Орехов В.В., Бычков Р.А. Новое технологическое решение при восстановлении антикоррозионного покрытия трубопроводов // Нефтепромысловое дело. — 1996. №5. - С. 35.

52. Пат. 2162562 Россия. Упругогибкая ленточная спираль из композиционных материалов (варианты): МПК7 Р 16 Ь 58/16, 57/00. Гос. предприятие ПО «АВАНГАРД» / И.А. Егоренков, В.В. Рыжиков, Л.М. Кришнев. № 99114335/06; Заявл. 30.06.1999; Опубл. 27.01.2001.

53. Пат. 5300336 США, МКИ5 F 17 L 9/ 14. Противокоррозионная изоляция для трубопроводов. High performance coating: D. Wong, J. Holub,

54. J.G. Mordarski; Shaw Ind. Ltd. № 959970; Заявл. 13.10.92; Опубл. 5.4.94; НКИ 428/35.9.

55. Пат. 5415824 США, МКИ6 В 29 В 7/00. Изоляционное покрытие труб. Method of producing phosphate ceramic pipe cladding: / J.L. Barral, D.L. Morris, C. Fidder Armstrong World Ind., Inc. № 186995; Заявл. 27.1.94; Опубл. 16.5.95; НКИ 264/212.

56. Пат. 5518568 США, МКИ6 В 65 Н 81/00. Изоляционное покрытие для трубопроводов. High tensile strength composite reinforcing bands and methods for making same: N.C. Fawlcy, G. Tipton, J. Schmidt. №298367; Заявл. 30.8.94; Опубл. 21.5.96; НКИ 156/175.

57. Проспект фирмы «Маннесманн» (ФРГ), 1993.

58. Проспект-каталог «BASF» (ФРГ). Кельн, 1995.

59. Проспект фирмы «Спай-сапаг», «СИФ», «Изопайн» (Франция). — Париж, Седан, 1992.

60. Противокоррозионная изоляция труб в заводских условиях за рубежом. Сер. Борьба с коррозией и защита окружающей среды. М.: ВНИИОЭНГ, 1988.-53 с.

61. Стандарт DIN 30671 (ФРГ). Покрытие из термореактивных пластмасс для стальных труб и фитингов. Эпоксидные порошковые покрытия.

62. Полимерная композиция УкрНИИгаза // Нефт. и газ. пром- сть. Сер. Защита от коррозии и охрана окружающей среды. 1995. - №1. - С. 22.

63. Полиуретановая изоляция для подземных трубопроводов. Polyurethane coating developed for corrosion protection // Pipeline and Gas J. -1995. -№ 3. C. 12.

64. Пат. 4933235 США, МКИ В 05 В 3/12. Противокоррозионная изоляция трубопроводов. Protective pipewrap system, containing a rubber-based coating composition. Kellner J. D. The Kendall Co. - № 272673; Заявл. 16.11.88; Опубл. 12.06.90; НКИ 428/355.

65. Пермяков Н.Г., Агапчев В.И. Применение пластмассовых труб на нефтепромыслах. -М.: / Нефтяное хозяйство, №9, 1995.

66. Поведение стали при циклических нагрузках / Под ред. проф. В. Даля. М.: Металлургия, 1983. - 568 с.

67. Притула В.В. Механизм и кинетика стресс-коррозии подземных газопроводов. М.: ИРЦ Газпром, 1997. - 57 с.

68. Романов О.Н., Никифорчин Г.Н. Механика коррозионного разрушения конструкционных сплавов. М.: Металлургия, 1986. - 294 с.

69. Романов О.Н. Вязкость разрушения конструкционных сталей. М.: Металлургия, 1989. - 176 с.

70. Ромейко B.C. Сколько пластмассовых труб нужно России// Трубопроводы и экология. 1998. №3., С.5-11.

71. Саакиян Л.С., Ефремов А.П. Защита нефтепромыслового оборудования от коррозии. М.: Недра, 1982. - С. 4-35.

72. Семихина Л.П., Перекупка А.Г., Семихин Д.В. Повышение эффективности ингибиторов коррозии // Нефтяное хозяйство. 2003. - № 1. -С. 62-65.

73. Сорокин Т.Н., Ефремов А.П., Саакиян Л.С. Коррозионно-механическое изнашивание стали и сплавов. Изд. «Нефть и газ» РГУ нефти и газа, М., 2002 г.

74. Стеклов О.И. Стойкость материалов и конструкций к коррозии под напряжением. М.: Машиностроение, 1990. — 375 с.

75. Стратегия АЕС «Транснефть» в области защиты магистральных нефтепроводов от почвенной коррозии при капитальном ремонте // Трубопроводный транспорт нефти. 1998. - № 7. - С. 28-30.

76. Стрижевский И. В., Сурис М.А. Защита подземных теплопроводов от коррозии. М.: Энергоатомиздат, - 1983. — 344 с.

77. Султанмагомедов С. М., Быков Л. И. Обоснование способа профилактического ремонта нефтепроводов, подверженных канавочнойкоррозии. // НТЖ. Защита от коррозии и охрана окружающей среды. -М.:ВНИИОЭНГ, 1995.-№4,-С. 10-12.

78. Султанмагомедов С. М., Быков JI. И., Юсупов Ф. Ш. Способ профилактического ремонта промысловых нефтепроводов, подверженных "ручейковой" коррозии. // НТЖ. Защита от коррозии и охрана окружающей среды. М.: ВНИИОЭНГ, 1994.- №3.- С. 15-17.

79. Тимошенко С.П., Гудьер Дж. Теория упругости. М.: Наука. 1975.576с.

80. Томашов Н.Д., Чернова Д.П. Теория коррозии и коррозионно -стойкие сплавы. М.: Металлургия, 1986.- 360 с.

81. Улиг Г.Г., Реви Р.У. Коррозия и борьба с ней. Введение в коррозионную науку и технику: Пер. с англ./ Под. ред. A.M. Сухотина. Л.: Химия, 1989.-Пер. изд., США, 1985.- 456 е.: ил.

82. Ульянов С. А. Электромагнитные переходные процессы в электрических системах. М.: Энергия, 1970. - 570 с.

83. Учайкин B.C. Антикоррозионное трехслойное полиэтиленовое покрытие стальных труб диаметром 530-1420 мм. Учайкин В. С. // Трансп. и нефтепродуктов. 1999. -№ 9-10. - С. 15- 17.

84. Хажинский Г.М., Сухарев Н.Н. Расчет коэффициентов интенсивности напряжений для угловых сварных швов фланцевых соединений трубопроводов // Монтаж и сварка резервуаров и технологических трубопроводов. М., 1983. -С. 58-70.

85. Харисов Р.А., Хабирова А.Р., Мустафин Ф.М.,.Хабиров Р.А. Современное состояние защиты трубопроводов от коррозии полимерными покрытиями / Нефтегазовое дело, 2005 http://www.ogbus.ru.

86. Храменков С.В., Примин О.Г., Орлов В.А. Бестраншейные методы восстановления трубопроводов. -М.: Прима-Пресс-М, 2002

87. Хретинин И.С., Будовский В.Б., Минаков В.В., Горяев А.С. Механизм внутренней коррозии газопроводов // НТЖ. Защита от коррозии и охрана окружающей среды. М.:ВНИИОЭНГ, 1993.- № 9.- С. 7-10.

88. Черепанов Г.П. Механика хрупкого разрушения. М.: Наука, 1974.640с.

89. Школьник JI.M. Скорость роста трещин и живучесть металла. М.: Металлургия, 1973. - 215 с.

90. Шпарбер И.С. Сульфидное растрескивание стали и борьба с ним в нефтегазодобывающей промышленности (обзор зарубежной литературы). М: ВНИИОЭНГ, 1970.-212 с.

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

92. Эпоксидно-уретанровая изоляция для трубопроводов. New products and literature // Pipeline and Gas J. 1992. - №5. - c. 14-16.

93. Эпштейн A.P., Газаров А.Г., Касимов Р.Г., Андреев В.Е. Методы защиты от усталостно-коррозиионного износа подземного оборудования скважин // Проблемы машиноведения, конструкционных материалов и технологий: Сб. научн. тр.-Уфа: Гилем, 2004.-268 с.

94. Corrosion Prevention and Control. 1984. -№10.- Vol. 23.

95. Industrial. 1986. -№1. - Vol. 4.

96. Materials Protection and Perfomance. 1983. - №8. - Vol. 12.

97. Матер1али трасово!" i базовоТ 1золящ i и нафтогазопровод1в / Я.А. Середницкий, О.Ф. Иткин // Нафт. i газ. пром-сть. — 1999. — № 5. С. 48-51.