Повышение ресурса безопасной эксплуатации промысловых трубопроводов на основе применения ингибиторной защиты (на примере месторождений западной сибири)
На правах рукописи
ГУРОВ СЕРГЕЙ АНАТОЛЬЕВИЧ ПОВЫШЕНИЕ РЕСУРСА БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ НА ОСНОВЕ ПРИМЕНЕНИЯ ИНГИБИТОРНОЙ ЗАЩИТЫ (на примере месторождений Западной Сибири) Специальность 05.26.03 – «Пожарная и промышленная безопасность» (нефтегазовая отрасль)
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук
Уфа - 2003 2
Работа выполнена на кафедре «Материаловедение и защита от коррозии» Уфимского государственного нефтяного технического университета.
Научный руководитель доктор технических наук, профессор Абдуллин Ильгиз Галеевич.
Официальные оппоненты доктор технических наук, профессор Абдрахимов Юнир Рахимович;
кандидат технических наук Мурзагильдин Зиннат Гарифович;
Ведущая организация Институт проблем транспорта энергоресур сов (ИПТЭР).
Защита состоится «_» 2003 года в _ на заседании дис сертационного совета Д 212.289.05 в Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государст венного нефтяного технического университета.
Автореферат разослан «_» _ 2003 года.
Ученый секретарь диссертационного совета И.Г. Ибрагимов
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность темы работы. Промышленная безопасность современного нефтедобывающего предприятия во многом определяется эксплуатационной надежностью нефтепромысловых объектов, наиболее представительными из которых являются трубопроводы систем сбора скважинной продукции и под держания пластового давления. Согласно Федеральному закону от 21 июля 1997 г. № 116 – ФЗ «О промышленной безопасности опасных производствен ных объектов», данные объекты относятся к опасным производственным объ ектам и требуют повышенного внимания к обеспечению их надежности и без отказности.
Аварии нефтепромысловых трубопроводов сопряжены с выбросами в ок ружающую среду значительного количества вредных веществ, оказывают от рицательное воздействие на окружающую среду, сопровождаются значитель ными потерями добываемой продукции и металлофонда.
Анализ литературных данных показывает, что основной причиной отказов нефтепромысловых трубопроводов является внутренняя коррозия под действи ем агрессивной перекачиваемой продукции. В последние годы, в связи с повы шением обводненности добываемой нефти и широкого использования методов интенсификации, произошло усиление коррозионной агрессивности перекачи ваемой по нефтепромысловым трубопроводам продукции, что привело к значи тельному росту аварийности в трубопроводных сетях.
В связи с этим решение проблемы повышения безопасности эксплуатации нефтепромысловых трубопроводов во многом зависит от эффективности средств противокоррозионной защиты. Одним из наиболее эффективных и тех нологичных методов противокоррозионной защиты является ингибиторная за щита. Однако, несмотря на значительные успехи в области применения этого вида предотвращения разрушений технологических трубопроводов, их аварий ность сохраняется на достаточно высоком уровне, что делает актуальным во прос повышения эффективности технологии ингибиторной защиты.
Вопросы обеспечения безопасности работы нефтепромысловых трубопро водных систем неразрывно связаны с экономикой: мероприятия по снижению аварийности приводят к снижению эксплуатационных расходов предприятия, но, одновременно, сопряжены со значительными дополнительными затратами.
Оптимизация данных затрат является актуальной задачей, решение которой по зволит, за счет грамотного распределения материальных и финансовых ресур сов, повысить эффективность средств снижения аварийности.
В этой связи представляются актуальными работы, направленные на по вышение эффективности экономически обоснованных мероприятий по сниже нию аварийности нефтепромысловых трубопроводов, оптимизации связанных с ними затрат и повышение на этой основе безопасности эксплуатации промы словых трубопроводных систем.
Целью диссертационной работы является повышение эффективности мероприятий, обеспечивающих безопасную эксплуатацию нефтепромысловых трубопроводов на основе научно и экономически обоснованного выбора средств и методов снижения аварийности.
Задачи исследований:
1 Анализ причин аварий нефтепромысловых трубопроводов месторожде ний Западной Сибири.
2 Исследование адсорбционных и защитных свойств ингибиторов корро зии в нефтепромысловых и модельных средах с целью определения области их наиболее эффективного применения.
3 Оценка вероятности аварий промысловых трубопроводов по причине коррозии.
4 Разработка методик научно обоснованного выбора участков промысло вых трубопроводов для ингибиторной защиты и оценки ее экономической эф фективности.
Научная новизна 1 Применительно к исследованным объектам выявлен негативный вклад устойчивых скоплений жидкостей глушения и опрессовки в зарождение и раз витие коррозионных дефектов на внутренней поверхности промысловых неф тепроводов, транспортирующих низкообводненную продукцию (скорость кор розии порядка 10 мм/год).
2 Получена зависимость, связывающая вероятность аварий промысловых нефтепроводов с концентрацией бикарбонат- и хлор-ионов в попутнодобывае мой пластовой воде, скоростью течения и обводненностью продукции, давле нием перекачки и сроком эксплуатации, позволяющая определять участки неф тепроводов, требующие применения превентивных мер по обеспечению безо пасности их эксплуатации.
3 Получена зависимость, связывающая эффективность ингибиторной за щиты со сроком эксплуатации промысловых трубопроводов, позволившая раз работать методологию экономического обоснования противокоррозионной за щиты.
На защиту выносятся научно и экономически обоснованные разработки, направленные на повышение ресурса безопасной эксплуатации промысловых трубопроводов путем совершенствования технологии ингибиторной защиты.
Практическая ценность и реализация работы Практическую ценность составляют разработанные методики оценки эко номической эффективности ингибиторной защиты нефтепромысловых трубо проводов и патентно-чистый метод оценки адсорбционных свойств ингибито ров коррозии на поверхностях твердых тел неорганического и органического происхождений, позволяющий выбирать ингибиторы коррозии для защиты трубопроводов эксплуатирующихся в условиях гидро-абразивно-коррозионно механического износа и металла внутренней поверхности сварного соединения трубопроводов с антикоррозионным покрытием.
Указанные разработки используются в Уфимском филиале ООО «Юган скНИПИнефть» при выполнении проектных и научно-исследовательских работ, направленных на повышение ресурса безопасной эксплуатации промысловых трубопроводов.
Апробация работы Основные положения работы докладывались на следующих научно технических семинарах и конференциях: Научно-технических конференциях аспирантов и молодых ученых (г. Уфа, УГНТУ, 2001 – 2003 гг.);
научно практической конференции молодых ученых и специалистов «Проблемы разви тия нефтяной промышленности Западной Сибири. Бурение скважин, добыча нефти и газа. Экономика» (г. Тюмень, 12 – 15 марта 2001г.);
региональном на учно-практическом семинаре «Ресурсосбережение в нефтегазовохимическом комплексе» (г. Казань, 4 – 6 сентября 2002 г.);
школе-семинаре по проблемам механики сплошных сред в системе добычи, сбора, транспорта, переработки нефти и газа (г. Уфа, ИПТЭР, 7-8 октября 2002 г.);
IV Конгрессе нефтегазопро мышленников России (г. Уфа, УГНТУ, 20 – 23 мая, 2003 г.).
Публикации По теме диссертационной работы опубликовано 11 печатных работ, в том числе 8 статей, 2 тезиса докладов и 1 патент.
Структура и объем работы Диссертационная работа состоит из введения, трех глав, основных выво дов;
содержит 170 страниц машинописного текста, 21 таблицу, 56 рисунков, библиографический список использованной литературы из 104 наименований и 2 приложения.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Первая глава посвящена анализу причин аварийности нефтепромысловых трубопроводов Западной Сибири. В качестве объектов анализа были выбраны нефтепромысловые трубопроводные сети ОАО «Юганскнефтегаз» («ЮНГ»), работающие в характерных для Западной Сибири эксплуатационных условиях.
Основной чертой эксплуатации большинства нефтяных месторождений, входящих в состав ОАО «ЮНГ», является снижение объемов добычи нефти и, как следствие, расслоенный режим течения добываемой продукции по промы словым нефтепроводам. Это, а также старение трубопроводного парка, повы шение обводненности добываемой нефти, увеличение содержания механиче ских примесей и развитие коррозионноактивного биоценоза привели к повы шению коррозионной агрессивности перекачиваемой продукции и увеличению уровня аварийности по причине внутренней коррозии (рисунок 1). При этом просматривается тенденция к повышению доли аварий трубопроводов по при чине внутренней коррозии – с 50 % в конце 80-х годов до 95-98 % в данный пе риод. Ежегодно в результате аварийных разливов нефти загрязняется порядка 350 тыс.м2 территории. Это свидетельствует об актуальности вопросов обеспе чения промышленной безопасности на территориях нефтяных месторождений.
Количество порывов (шт.) 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 Рисунок 1 - Динамика изменения количества порывов промысловых трубопроводов ОАО "ЮНГ" Как показал приведенный в работе анализ, скорость локальной коррозии трубопроводов системы поддержания пластового давления (ППД) и промысло вых нефтепроводов достигает в некоторых случаях значений 1,3 – 1,4 мм/год, с наиболее вероятными значениями соответственно 0,6 – 0,8 и 0,3 – 0,5 мм/год.
На интенсивность развития коррозионных дефектов внутренней поверхности промысловых трубопроводов оказывают влияние содержание в перекачиваемой продукции механических примесей, ионный состав попутно-добываемой пла стовой воды, режим течения и наличие коррозионно-активной микрофлоры.
На рисунке 2 представлено распределение частоты порывов промысловых нефтепроводов по различным НГДУ ОАО «ЮНГ» («Мамонтовнефть» - «МН», «Майскнефть» – «МсН», «Юганскнефть» – «ЮН», «Правдинскнефть» – «ПН») - гистограмма, а также доля нефтепроводов в общей их протяженности, экс плуатирующихся в расслоенном режиме течения транспортируемой среды (%).
Данные рисунка позволяют сделать вывод о значительном влиянии режима те чения на риск коррозионных разрушений промысловых нефтепроводов.
0.4 0. Частота порывов, шт./(км*год) % от общей протяженности 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0 "МН" "МсН" "ЮН" "ПН" Рисунок 2 - Частота порывов и доля участков с расслоенным режимом течения нефтяной эмульсии в ОАО "ЮНГ" Проведенный анализ показал значительную биозараженность нефтепро мысловых сред ОАО «ЮНГ»: в попутно-добываемых пластовых водах содер жание сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ) достигает в некоторых слу чаях 102 клеток/см3, углеводородокисляющих (УОБ) – 107 клеток/см3, тионо вых (ТБ) - 103 клеток/см3. В водах системы ППД может содержаться до клеток/см3 СВБ. Ускорение коррозионных процессов в присутствии данных микроорганизмов происходит как вследствие непосредственного участия мик роорганизмов в коррозионном процессе, так и за счет появления значительного количества продуктов их метаболизма.
В диссертации проведен анализ причин аварий нефтесборных трубопрово дов на территории правобережной части Приобского нефтяного месторожде ния. Выход из строя трубопроводов с толщиной стенки 9 мм произошел менее чем через год после ввода их в эксплуатацию вследствие развития дефектов в виде отдельных язв и канавки на нижней образующей внутренней поверхности трубы. Подобные повреждения характерны для нефтепроводов, транспорти рующих продукцию в расслоенном режиме, однако в данном случае по трубо проводам осуществлялся транспорт низкообводненной продукции (2 – 4 %), ус тойчивой к расслоению и выделению коррозионно-агрессивной водной фазы.
Поскольку трассировка указанных трубопроводов приурочена к природоохран ной зоне, исследование причин аварий, на взгляд автора, актуально в целях снижения рисков подобных аварий.
Было сделано предположение о том, что развитие коррозионных повреж дений связано с образованием скоплений воды, использовавшейся для гидроис пытания, которая обычно удаляется с потоком продукции, однако при невысо ких скоростях движения жидкости (для исследованных участков ~ 0,7 м/сек), в пониженных местах трассы и перед узлами задвижек остаются водные скопле ния, даже при малых значениях обводненности продукции. Как показали про веденные в работе расчеты, для полного выноса скоплений водной фазы на рас сматриваемом участке необходимы скорости движения более 1,2 – 1,4 м/сек.
Другим источником образования водных скоплений являются солевые раство ры, применяемые для глушения скважин при проведении ремонтов или гидро разрыва пласта (до 300 м3 раствора на скважинную операцию), при этом жид кость после проведения скважинных ремонтных работ попадает в действующие нефтесборные трубопроводы.
Для определения причин аномально высокой скорости коррозии (~ мм/год) был проведен физико-химический анализ состава отложений на внут ренней стенке аварийного трубопровода, который позволил выявить в их соста ве следующие компоненты: кальцит, карбонаты, гипс, кварц, циркон, продукты коррозии, пирит и сульфиды. Кварц и циркон являются породообразующими компонентами, и присутствие их в составе отложений может быть связано с выносом частиц породы коллектора. Микротвердость частиц данных минера лов составляет соответственно 11200 и 10470-12760 МПа, диаметр частиц от 0, до 0,5 мм. Исследованный образец металла в очаговой зоне разрушения имел микротвердость поверхности 1900 МПа, что свидетельствует о возможности износа поверхности трубы частицами этих минералов, наклепа металла и по вышения его коррозионной активности.
Сульфиды, присутствующие в составе отложений, вызывают локализацию коррозионных повреждений и могут являться продуктами сероводородной кор розии. Однако анализ состава водной фазы транспортируемой продукции пока зал отсутствие в ней растворенного сероводорода. Это позволило сделать пред положение о том, что причиной отложения сульфидов железа является жизне деятельность сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ).
Для подтверждения сделанного предположения о влиянии микробиологи ческого фактора был произведен посев проб попутно-добываемой пластовой воды и частиц отложений в питательную среду Постгейта. Результаты анализа показали отсутствие культур СВБ в составе самой добываемой продукции. Од нако отмечено наличие культур СВБ в составе отложений на внутренней по верхности аварийной трубы. Это в определенной мере подтверждает выдвину тую гипотезу и может служить одной из причин развития локальных коррози онных повреждений.
При гидроиспытании трубопроводов в период строительства использова лась вода поверхностных водоемов (болотная), содержание клеток СВБ в кото рой, по результатам проведенного в работе анализа, достигает значений 102 – 103 клеток/см3. В промежуток времени от гидроиспытания до пуска в работу ( – 3 месяца) создавались предпосылки для развития на внутренней поверхности трубопровода адгезированных форм СВБ (это подтверждается результатами проведенных в диссертации исследований), что способствовало возникновению локальных коррозионных повреждений. Наличие в составе используемых жид костей глушения от 180 до 200 мг/л сульфат-ионов также способствует разви тию СВБ.
В результате изучения физико-механических свойств металла внутренней поверхности трубы (на глубине ~ 5 мкм) выявлена пониженная, по сравнению с основным металлом, микротвердость стали в районе канавки, что может яв ляться следствием воздействия механических примесей. Механизм данного яв ления связан с тем, что поверхность трубы подвергалась совместному воздей ствию процесса микрорезания абразивными частицами, сопровождающегося наклепом металла, и коррозионной среды в виде водных скоплений. При этом повышается коррозионная активность поверхности металла, что приводит к ус корению процесса растворения наклепанной поверхности и, следовательно, к снижению ее микротвердости вследствие релаксации напряжений. Анализ со става перекачиваемой продукции показал значительное содержание механиче ских частиц в перекачиваемой продукции (200 – 400 г/т), которое значительно возрастает после проведения операции по гидроразрыву пласта - залповые вы бросы до 1000 г/т.
Таким образом, аварии данных трубопроводов произошли вследствие об разования устойчивых скоплений в пониженных местах трассы воды для гид роиспытания и жидкостей глушения. Интенсификация коррозионных процес сов произошла вследствие совместного действия микробиологического и меха нохимического факторов.
Приведенный в диссертации анализ показал, что основной причиной отка зов нефтепромысловых трубопроводов с внутренним антикоррозионным по крытием (эпоксидная композиция «Amerkoat» завода «ЮКОРТ») является кор розия металла сварного соединения внутренней поверхности трубы по причине низкой эффективности протекторной защиты в виде кольцевого алюминиевого напыления.
Все вышеизложенное существенно снижает ресурс безопасной эксплуата ции трубопроводов и требует принятия превентивных мер, снижающих степень риска возникновения аварийных ситуаций. Одним из наиболее эффективных методов снижения аварийности промысловых трубопроводов является ингиби торная защита. Однако, как показал проведенный анализ, эффективность при меняемых в ОАО «ЮНГ» ингибиторов коррозии недостаточно высока. По мне нию автора, это связано с отсутствием мероприятий по экономически и научно обоснованному выбору реагентов с учетом их свойств, состава и гидродинами ческих параметров транспортирования промысловых сред.
Для снижения отрицательного воздействия промысловых сред и техноло гических жидкостей рекомендована научно обоснованная ингибиторная защита труб без противокоррозионного покрытия и с внутренним противокоррозион ным покрытием.
При отсутствии внутреннего покрытия необходим обоснованный подбор ингибиторов коррозии с учетом их адсорбционной устойчивости на поверхно сти металла трубы для защиты ее от гидроабразивно-коррозионно механического разрушения. Кроме того, в этих же целях дополнительно реко мендованы периодическая очистка полости трубопроводов, транспортирующих низкообводненную продукцию, например, с использованием гелевых пробок и бактерицидная обработка применяемых жидкостей глушения.
При наличии покрытия, для снижения нецелевого расхода, ингибитор должен преимущественно адсорбироваться на внутренней поверхности стыко вого сварного соединения с минимальной адсорбцией на поверхности покры тия.
Во второй главе диссертационной работы представлены результаты лабо раторных и натурных исследований ингибиторов коррозии.
Для оценки адсорбционных свойств ингибиторов коррозии использовался адаптированный к исследованию процессов адсорбции органических веществ на плоских поверхностях твердых тел метод электрокинетического потенциала (Патент РФ №2209416). Метод основан на представлении о формировании на поверхности любой природы, при контакте с электролитом, молекулярного комплекса, состоящего из гидратированных ионов – ионно-гидратного слоя (ИГС). В процессе адсорбции на поверхности поверхностно-активных молекул ингибитора происходит полное или частичное разрушение ИГС и вытеснение ионно-гидратных комплексов молекулами реагента в раствор. Критерием срав нения адсорбционной устойчивости ингибиторов является количество десорби ровавшегося под действием потока электролита реагента, которое пропорцио нально увеличению молекулярной емкости ИГС.
Молекулярная емкость ИГС пропорциональна значению электрокинетиче ского потенциала, определяемого расчетным путем с использованием замерен ных значений потенциала течения в процессе адсорбции и десорбции исследо ванных реагентов на специально сконструированной проточной ячейке.
Эксперименты проводились на поверхности стали 20 и антикоррозионного покрытия «Amerkoat» для ряда промышленно выпускаемых ингибиторов кор розии.
Сравнение адсорбционных свойств ингибиторов позволило определить ин гибиторы, наиболее устойчивые в условиях гидроабразивно-коррозионно механического износа и, наоборот, минимально адсорбирующиеся на поверх ности покрытия «Amerkoat».
На рисунках 3 и 4 в качестве примера представлены кривые изменения ем кости ИГС в процессе адсорбции – десорбции ингибитора коррозии Корексит SXT 002 на поверхности углеродистой стали и покрытия «Amerkoat». Восста новление молекулярной емкости ИГС при прекращении подачи реагента в ячейку соответствует доле десорбировавшегося реагента, что характеризует его адсорбционную устойчивость. Результаты проведенных исследований пред ставлены в таблице 1.
Адсорбционная устойчивость исследованных реагентов на поверхности металла растет в ряду (при температуре 20 0С):
Servo-497 СНПХ-1004р И-21ДМ Азол CI-130 Союз 2000 Сонкор 9701 Корексит SXT 002.
А на поверхности покрытия убывает в ряду:
Корексит SXT 002 Союз 2000 Сонкор-9701 Азол CI-130 СНПХ 1004р И-21ДМ Servo-497.
Реагенты с наибольшей адсорбционной устойчивостью на металлической поверхности следует применять для защиты участков трубопроводов без за щитного покрытия, транспортирующих продукцию со значительными скоро стями потока и высоким содержанием механических примесей, т.е. в условиях, способствующих разрушению «пленки» ингибиторов на поверхности металла.
Реагенты Азол CI-130, СНПХ-1004р, И-21ДМ и Servo-497 можно рекомен довать для защиты трубопроводов с поврежденным внутренним антикоррози онным покрытием, а также для защиты внутренних сварных соединений.
20о0С 30 оС 30 С 40 С 40 оС n/NА·10 M - разрушение ИГС частичное восстановление ИГС (дозирование реагента) (модель пластовой воды) образование ИГС (модель пластовой воды) 0 1 2 3 4 5 6 7 Время, ч Рисунок 3 - Изменение емкости ИГС в процессе адсорбции и десорбции реагента Корексит SXT 002 на поверхности углеродистой стали частичное восстановление 2. ИГС 20 СС 20о (модель пластовой воды) 30 оС 300С 40 оС 400С 1. разрушение ИГС n/NА·10 M (дозирование реагента) - образование ИГС (модель пластовой 0. воды) 0 1 2 3 4 5 6 Время, ч Рисунок 4 - Изменение емкости ИГС в процессе адсорбции и десорбции реагента Коррексит SXT 002 на поверхности покрытия Таблица 1 – Адсорбционные свойства ингибиторов коррозии Доля десорбировавшегося реагента, Поверхность Реагент % 20 С 30 0С 40 0С Корексит SXT 002 4,92 7,62 10, Союз 2000 6,52 8,26 10, Азол CI-130 7,13 9,76 10, Поверхность СНПХ-1004р 9,47 10,52 10, стали Servo-497 10,21 13,09 15, И-21ДМ 7,50 9,33 12, Сонкор-9701 5,90 7,40 9, Корексит SXT 002 72,45 77,04 85, Союз 2000 74,85 80,10 87, Азол CI-130 79,04 85,71 87, Покрытие СНПХ-1004р 82,63 88,77 89, Amercoat Servo-497 88,62 90,81 92, И-21ДМ 86,22 87,75 88, Сонкор-9701 75,44 83,67 86, В диссертации была сделана попытка выбора ингибитора одинаково эф фективного для защиты металла трубопроводов без защитного покрытия и ме талла сварного соединения трубопроводов с защитным покрытием. Из исследо ванных реагентов поставленной задаче наиболее соответствует Азол CI-130, обладающий достаточно высокой адсорбционной устойчивостью на металличе ской поверхности и низкой на поверхности антикоррозионого покрытия.
Поскольку основной причиной снижения ресурса промысловых трубопро водов является внутренняя коррозия, снижение скорости развития коррозион ных дефектов при научно обоснованном применении ингибиторов приведет к повышению срока безаварийной эксплуатации пропорционально значению их защитного эффекта.
На основе результатов проведенных лабораторных исследований наиболее эффективные ингибиторы коррозии из представленных выше рядов были испы таны в реальных промысловых средах. Скорость коррозии определялась по по тере массы образцов из стали 20 в ингибируемой и контрольной средах в спе циальных проточных ячейках. При этом защитный эффект всех исследованных реагентов, кроме И-21ДМ, Servo 497 и Союза 2000, в промысловых условиях превышает значение 80 %, при дозировках от 25 до 30 г/т. Кроме того, допол нительно исследовался ряд других ингибиторов, из которых Азимут-14Б, ИНК 1, ИНК-2 и СНПХ 6301 показали аналогичные результаты.
Для снижения отрицательного влияния на коррозионную стойкость нефте промыслового оборудования жидкостей глушения определены наиболее эф фективные для этих сред ингибиторы коррозии. На основе проведенных иссле дований, с учетом значительного отрицательного влияния микробиологическо го фактора в диссертации, в этих целях, рекомендованы реагенты комплексного действия (ингибиторы коррозии-бактерициды), например СНПХ-1004р, в дози ровке 100 г на тонну жидкости глушения, полностью подавляющий планктон ные культуры СВБ и обеспечивающий защитный противокоррозионный эффект 82 %.
В третьей главе рассматриваются вопросы оптимизации затрат на меро приятия по снижению аварийности нефтепромысловых трубопроводов.
В современных экономических условиях финансовые и материальные средства предприятий ограничены, что предопределяет обоснованность рас пределения средств, расходуемых для снижения аварийности, в первую оче редь, на участках с максимальными рисками аварий. В связи с удаленностью промысловых объектов Западной Сибири от населенных пунктов и, как следст вие, низкой вероятностью катастрофических экологических последствий при авариях трубопроводов, возможна количественная оценка рисков аварий тру бопроводов в денежном выражении как произведение вероятности аварии и ожидаемого экономического ущерба.
В связи с этим были разработаны методики оценки экономического ущер ба от аварий нефтепромысловых трубопроводов и экономической эффективно сти ингибиторной защиты.
Установлена большая доля косвенного ущерба от недодобычи нефти, за трат на сбор разлитой нефти и рекультивацию загрязненных земель, соизмери мая с затратами на капитальные ремонты трубопроводов.
Для расчета экономической эффективности ингибиторной защиты были введены два коэффициента: КРЕМ - коэффициент, учитывающий увеличение срока межремонтного периода трубопровода при внедрении ингибиторной за щиты, и коэффициент КЭФ, учитывающий снижение количества порывов на участке трубопровода при использовании ингибиторной защиты (показывает реальную эффективность ингибиторной защиты).
Значения коэффициентов получены на основе анализа данных по аварий ности нефтепромысловых трубопроводов ОАО «ЮНГ» и составляют: КРЕМ 0,018 – 0,022 (в среднем 0,02), значение КЭФ зависит от срока эксплуатации уча стка трубопровода и находится в пределах от 0,4 до 0,8 (рисунок 5).
Расчет проводится по формуле Э = СКПР КРЕМ + СПОРср nбз Кэф СЗ, (1) где Э – среднегодовой экономический эффект;
СКПР – затраты, связанные с проведением последнего капитального ремонта участка трубопровода, приве денные к расчетному году;
СПОРср – среднегодовое значение затрат, связанных с ликвидацией одного порыва и его последствий;
nбз –количество порывов на участке трубопровода в расчетном году.
1.8 0. 1.6 0. 1.4 0. аварий, шт./(км*год) эффективности Удельная частота 1.2 0. Коэффициент 1 0. Незащищенные направления Защищенные направления 0.8 0. Коэффициент эффективности 0.6 0. 0.4 0. 0.2 0. 0 0 5 10 15 Срок эксплуатации, лет Рисунок 5 - Зависимость частоты порывов и эффективности ингибиторной защиты от срока эксплуатации нефтесборных коллекторов Анализ данных аварийности, паспортизации трубопроводов, химического состава перекачиваемой продукции и литературных данных показал, что наи большее влияние на уровень аварийности оказывают следующие факторы: кон центрация бикарбонат- и хлор-ионов, скорость течения газоводонефтяной эмульсии, среднее давление в трубопроводе, обводненность нефти и срок экс плуатации трубопровода.
Были определены зависимости удельной частоты аварий на участках неф тепроводов как функции от вышеперечисленных факторов без учета их взаим ного влияния. Полученные выражения описываются экспоненциальными урав нениями вида ЧПi=Аi·ехр(Вi·Зi), (2) где Аi, Вi – коэффициенты (см. таблицу 2), Зi – значение i-го фактора.
Затем, на основе данных об аварийности, была найдена вероятность аварии на различных участках трубопровода как функция от значения безразмерного параметра К, равного сумме зависимостей частот порывов от рассматриваемых факторов:
В =0,0362· ЧПi + 0,0098 = 0,0362·К + 0,0098. (3) Таблица 2 – Значение коэффициентов Аi и Вi Фактор Аi Вi концентрация НСО3,мг/л 0,0180 0, концентрация Cl, мг/л 0,0101 0, скорость течения, м/с 0,1861 -0, давление, МПа 0,1019 0, обводненность, % 0,0107 0, срок эксплуатации, год 0,0890 0, Из рисунка 6 виден монотонный рост вероятности аварии при увеличении расчетного параметра К. Причем вероятность аварии может достигать значения 0,6. Это значит, что на шести из десяти участков со значением параметра К, ле жащего в пределах 1,7 – 1,8, возможна авария по причине коррозии. В таблице 3 показано принятое автором распределение опасности аварии в зависимости от ее вероятности.
Проведенные в работе расчеты (таблица 4) показывают большую опас ность коррозионных отказов на территории НГДУ «МН» по сравнению с «МсН». Это связано с меньшей агрессивностью перекачиваемой по нефтепро водам НГДУ «МсН» продукции и более низким средним сроком эксплуатации трубопроводов. Результаты расчетов подтверждает информация по аварийно сти: удельная частота порывов промысловых нефтепроводов в НГДУ «МсН» и «МН» в 2000 году составила соответственно 0,134 и 0,294 шт./(кмгод).
Вероятность аварии 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0,6-0,7 0,7-0,8 0,8-0,9 0,9-1,0 1,0-1,1 1,1-1,2 1,2-1,3 1,3-1,4 1,4-1,5 1,5-1,6 1,6-1,7 1,7-1, К Рисунок 6 - Зависимость вероятности возникновения порыва от значения безразмерного параметра К Таблица 3 - Классификация участков по опасности порыва Вероятность порыва Опасность порыва низкая 0, средняя 0,1 – 0, высокая 0,25 – 0, очень высокая 0, Таблица 4 – Распределение участков нефтесборных коллекторов по опас ности порыва, % от общей протяженности Опасность НГДУ «МсН» НГДУ «МН» порыва Низкая 47,1 4, Средняя 38,3 64, Высокая 6,5 16, Очень высокая 8,1 14, Условием экономической целесообразности противокоррозионных меро приятий является положительное значение экономического эффекта (Э), равно го разнице прогнозного предотвращенного ущерба (У) и затрат на защиту (З):
Э = У З 0 (4) или Э = С ТР К РЕМ + Р К ЭФ З 0, (5) где Р – экономический риск аварии.
Анализ информации по авариям промысловых нефтепроводов ОАО «ЮНГ» показал, что экономический ущерб от прямых, косвенных потерь нефти и ремонта аварийных участков трубопроводов в основном зависит от объемов перекачиваемой нефти. Зависимость ущерба от объемов перекачки нефти вы ражается формулой У = 0,35 · Qн = 0,35 · Qж ·(1 – n), (6) где n – обводненность, доли ед.
График на рисунке 7, полученный для средних по ОАО «ЮНГ» значений экономических рисков от аварий промысловых нефтепроводов, показывает об ласти экономической целесообразности применения ингибиторов коррозии в зависимости от расхода нефти, обводненности и диаметра трубопровода.
При рассмотрении различных объемов внедрения средств снижения ава рийности по причине коррозии получено значение оптимальных затрат на про тивокоррозионные мероприятия для ОАО «Юганскнефтегаз» - ~300 млн. р./год (с учетом старения трубопроводного парка, протяженности защищенных на правлений, средней эффективности защиты). За оптимум затрат принята точка, соответствующая минимуму результирующей кривой суммы прогнозного ущерба от коррозии и затрат на противокоррозионные мероприятия (рисунок 8).
На основе полученных результатов разработаны для Уфимского филиала ООО «ЮганскНИПИнефть» и ОАО «ЮНГ»:
- «Методические указания для расчета ущерба от коррозии, экономической эффективности ингибиторной защиты и экономически обоснованного межре монтного периода трубопроводов системы нефтесбора»;
- «Методика расчета ущерба от коррозии и экономической эффективности ингибиторной защиты в системе ППД».
ПРИМЕНЕНИЕ 90 НЕЦЕЛЕСООБРАЗНО обводненность, % Цифры на графике - диаметр трубопровода 168 219 325 425 ПРИМЕНЕНИЕ ЦЕЛЕСООБРАЗНО 0 2000 4000 6000 8000 объем перекачки нефти, т/сут Рисунок 7 – Область экономической целесообразности применения инги биторов для защиты нефтесборных трубопроводов ОАО «Юганскнефтегаз».
У+З У=З Ущерб, тыс.р.
Оптимум затрат У=f(З) 0 200000 400000 600000 800000 1000000 Затраты, тыс.р.
Рисунок 8 - Соотношение затрат на эксплуатацию средств противокоррозионной защиты и ущерба от аварий трубопроводов
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ 1 Зарождение и развитие коррозионных дефектов в виде отдельных язв и канавки в районе нижней образующей внутренней поверхности трубопроводов, транспортирующих низкообводненную продукцию, связано с образованием ус тойчивых скоплений технологических жидкостей (глушения и опрессовки) и интенсифицируется вследствие совместного действия микробиологического (адгезированные формы СВБ) и механохимического (механические примеси в составе продукции) факторов.
2 В результате проведенных исследований выявлены наиболее эффектив ные ингибиторы коррозии в условиях гидроабразивно-коррозионно механического износа металла, располагающиеся по мере роста их адсорбци онной устойчивости в ряду: Servo-497 СНПХ-1004р И-21ДМ Азол CI- Союз 2000 Сонкор-9701 Корексит SXT 002. Для защиты металла сварного соединения трубопроводов с внутренним антикоррозионным покрытием реко мендованы реагенты Азол CI-130, СНПХ-1004р, И-21ДМ и Servo-497, обла дающие минимальной устойчивостью на поверхности исследованного покры тия. Из исследованных реагентов Азол CI-130 наиболее соответствует одной из поставленных задач: обладает достаточно высокой адсорбционной устойчиво стью на металлической поверхности и низкой на поверхности антикоррозионо го покрытия.
В целях снижения коррозионной агрессивности технологических сред с явно выраженными микробиологическими свойствами рекомендованы ингиби торы-бактерициды, наиболее эффективным из исследованных является СНПХ 1004р.
3 Получена зависимость вероятности отказов промысловых трубопроводов от технологических параметров, позволяющая прогнозировать их аварийность с учетом химического состава попутно-добываемой пластовой воды, обводнен ности продукции, срока эксплуатации участка трубопровода, давления и скоро сти перекачки.
4 На основе полученной в работе зависимости эффективности ингибитор ной защиты от срока эксплуатации трубопровода для Уфимского филиала ООО «ЮганскНИПИнефть» разработаны методики по оценке экономической эффек тивности и обоснованности ингибиторной защиты нефтепромысловых трубо проводов.
Определены области экономической целесообразности применения инги биторной защиты промысловых нефтепроводов в зависимости от диаметра тру бопровода, обводненности и объема перекачки нефти. Для ОАО «ЮНГ» опре делено оптимальное значение затрат на противокоррозионные мероприятия, которое составляет ~ 300 млн. р./год.
Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:
1 Гуров С.А., Даминов А.А. Исследование защитных свойств новых инги биторов коррозии и разработка рекомендаций по их применению // Проблемы развития нефтяной промышленности Западной Сибири. Бурение скважин, до быча нефти и газа. Экономика: Докл. науч.-практ. конф. молодых ученых и специалистов (12 – 15 марта 2001 г.). – Тюмень, 2001. – С. 103 – 105.
2 Даминов А.А., Рагулин В.В., Гуров С.А., Смолянец Е.Ф. Анализ резуль татов применения технологии комплексной защиты оборудования от биокорро зии и биозараженности в ОАО «Юганскнефтегаз» //Вестн. инжинирингового центра ЮКОС. - 2002. - № 4. – С. 7 – 8.
3 Гуров С.А., Даминов А.А., Рагулин В.В., Смолянец Е.Ф. Мониторинг коррозионного состояния трубопроводов системы нефтесбора НГДУ «Мамон товнефть» и «Майскнефть» //Вестн. инжинирингового центра ЮКОС. – 2002. № 4. – С. 9 - 11.
4 Леонов В.В., Гуров С.А., Даминов А.А., и др. Определение адгезионных свойств ингибиторов коррозии методами электрохимии // Вестн. инжиниринго вого центра ЮКОС. - 2002. - № 4. – С.16 – 18.
5 Гуров С.А., Даминов А.А., Рагулин В.В., Смолянец Е.Ф. Оценка эконо мической целесообразности применения противокоррозионной защиты нефте промысловых трубопроводов // Интервал. - 2002. - № 10. – С. 65 – 67.
6 Гуров С.А., Даминов А.А. Методологические основы оценки экономиче ской эффективности противокоррозионных мероприятий в трубопроводных системах нефтяных месторождений // Ресурсосбережение в нефтегазовохими ческом комплексе: Тр. регион. науч.-практ. семинара (4 – 6 сентября 2002 г.). – Казань, 2002. – С. 95 – 100.
7 Гуров С.А., Даминов А.А., Рагулин В.В., Смолянец Е.Ф. Экономическое обоснование применения ингибиторной защиты в системе нефтесбора //Нефтяное хозяйство. - 2002. - № 12. – С. 120 – 121.
8 Даминов А.А., Рагулин В.В., Гуров С.А. Анализ причин ускоренного вы хода из строя нефтесборного коллектора месторождения ОАО «Юганскнефте газ» // Науч.-техн. вестн. ЮКОС. - 2003. - № 6. – С.50 – 54.
9 Гуров С.А., Даминов А.А., Рагулин В.В., Смолянец Е.Ф. Мониторинг коррозионной агрессивности перекачиваемой продукции Первомайского ме сторождения // Науч.-техн. вестн. ЮКОС. - 2003. - № 6. – С.55 – 57.
10 Гуров С.А. Исследование адсорбционных свойств ингибиторов корро зии методом электрокинетического потенциала // IV Конгресс нефтегазопро мышленников России. Секция «Наука и образование в нефтегазовом комплек се»: Сб. науч. ст. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2003. – С. 46 - 50.
11 Пат. 2209416 РФ, МКИ G 01 N 17/00. Способ определения адгезионной устойчивости ингибиторов коррозии на поверхности металла / В.В. Леонов, С.А. Гуров и др. - № 2002105543/28;
Заяв. 12.04.02;
Опубл. 27.07.03, Бюл. № 21.
– 5с.
Соискатель С.А. Гуров Подписано в печать. Бумага газетная. Формат 60х84 1/16.
Гарнитура «Таймс». Печать трафаретная. Усл.-печ.л.. Уч.-изд.л.
Тираж экз. Заказ Издательство Уфимского государственного нефтяного технического университета Типография Уфимского государственного нефтяного технического университета Адрес издательства и типографии:
450062, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.