УДК 622.692.4.004.14
© Коллектив авторов, 2004
Проблемы сооружения и эксплуатации промысловых нефтепроводов в условиях Западной Сибири
Н.П. Кузнецов, Х.Н.Музипов
(ЗАО «Тюменский нефтяной научный центр» ТНК-ВР), В.Д. Макаренко, В.В. Объедкова (Нижневартовский филиал ТюмГНГУ), К.А. Муравьев, А.И. Калянов (Сургутский филиал ТюмГНГУ)
Problems in the construction and operation of flow lines in Western Siberia conditions
N.P. Kuznetsov, Kh.N. Muzipov (Tyumen Oil Scientific Centre ZAO TNK-BP), V.D. Makarenko, V.V. Objedkova (Nizhnevartovsk Branch of the Tyumen State Oil and Gas University), K.A. Muravyov, A.I. Kaljanov (Surgut Branch of the Tyumen State Oil and Gas University)
The chemical and mineral compositions of corrosion products and scales on the surface of oilfield equipment are determined. Organizational and technological measures are suggested for improving the quality of construction, assembly, reclamation and refurbishment works and the diagnostics and operation of oilfield equipment.
Вся добываемая в Западной Сибири нефть к местам переработки и потребления транспортируется по трубопроводам. На 01.01.03 г. только на Самотлорском месторождении эксплуатировалось более 8,3 тыс. км нефтепроводов и водоводов. Промысловые трубопроводы эксплуатируются от 5 до 25 лет и более, а по 24 % нефтепроводов срок эксплуатации близок или превысил амортизационный. Трубопроводы построены в суровых природно-климатических и почвенных условиях Тюменского Севера, на месторождениях с болотистыми и высокоагрессивными грунтами.
Уровень надежности промысловых трубопроводов оценивается на основе анализа данных эксплуатации, в первую очередь, аварийности. Основными причинами их отказов (аварий) являются коррозия, брак строительно-монтажных работ, заводской брак труб, механические повреждения трубопроводов в процессе эксплуатации, ошибки обслуживающего персонала. В последние годы общее число отказов из-за коррозии уменьшилось с 590 в 1994 г. до 223 в 2202 г., однако число отказов превышает 56 % (на некоторых месторождениях 85-90 %) общего числа отказов, и устойчивой тенденции их снижения нет. Преобладающее число утечек по причине коррозии регистрируется и на зарубежных трубопроводах. Так, несмотря на мероприятия по защите от коррозии, в Западной Европе доля отказов из-за нее составляет 35-40 %.
Отнесенная к 100-км протяженности трубопроводов характеристика безотказности составила в среднем 0,44-0,47 (промысловые трубопроводы Самотлорского
месторождения; данные за 2000-2002 гг.). Однако даже при самом низком уровне отказов (точнее отказов с потерями нефти от 50 т и выше) отмечаются несопоставимо высокие уровни потерь. В последнее десятилетие началась масштабная закачка поверхностных вод при разработке нефтяных месторождений Западной Сибири, что привело к серьезным осложнениям, связанным с образованием в нефтепромысловом оборудовании твердых отложений неорганических солей и коррозией промысловых коммуникаций при транспорте обводненной продукции. Несмотря на интенсивный поиск и внедрение различных способов предотвращения этих негативных явлений, проблема предупреждения и борьбы с солеотложениями и коррозией по-прежнему актуальна в нефтяной промышленности. Это обусловлено некомплексным подходом к ее решению и отсутствием детального анализа причинно-следственных связей между указанными химически взаимосвязанными процессами. Однако возрастающие объемы воды, применяемые для заводнения на освоенных месторождениях, использование различных технологических растворов при добыче нефти, сложность и многообразие минерального состава осадков и продуктов коррозии послужили причиной рассмотрения авторами процессов солеотложения и коррозии во взаимосвязи.
Для применения эффективных мер предупреждения и борьбы с осадками в скважинах, промысловых коммуникациях, системах сбора и подготовки нефти необходимо, прежде всего, знать минеральный состав солеотложения. Комплексом минералогических методов (оптический, рентгеноструктурный, термографический, микролазерный, инфракрас-носпектрометрический) при анализе около 80 проб солевых отложений Самотлор-ского месторождения установлены следующие минералы и элементы: сера; галоиды; оксиды и гидроксиды; сульфаты; карбонаты и кристаллогидраты. Наиболее широко распространены кальцитовые отложения. Главными солеобразующими минералами являются также сидерит, магнетит и галит. Химический анализ проб воды, продуктов коррозии и солевых отложений с внутренних поверхностей водоводов и буллитов приведен в табл. 1 и 2.
Авторами статьи детально изучены солевые отложения и продукты коррозии, образуемые в нефтепромысловом оборудовании Самотлорского и Варьеганского месторождений. Для указанных месторождений характерны отложения карбонатов кальция (кальцит - арагонит), железа (сидерит), галита, серы с широким развитием различных минеральных фаз гидро-ксидов железа. Две полиморфные модификации карбоната кальция встречаются
Таблица 1
Место отбора пробы РН Содержание, мг/л
воды о2 СОгщобшный) Ре2+ I Ге3*
КНС-1:
водоводы от скважин 7,6 0,11-0,80 22,3-42,7 0,18-1,85 2,01-3,80
прием насоса 7,8 0.19-0,23 14,1-28,3 1,85-3,50 0,40-2,05
до буллита - 0,81 30,7 0,98 4,46
КНС-2:
водоводы от скважин 7,5-7,6 0,64-0,80 5,28-9,62 1,05-1,1 0,5-0,63
до буллита 7,6 0,71 10,56 1,08 0,16
прием насоса - 0,38 22,0 0,74 1,71
КНС-5:
водоводы от скважин 7,7 0,71 20,24 0,17 1,66
прием насоса 7,65 0,24 27,28 0,1 2,4
КНС-8:
водоводы от скважин 7,6 0,79 24,52 0,62 2,29
прием насоса - 0,49 23,2 0,18 2,36
на разных участках нефтепромыслового оборудования и имеют локальные зоны кристаллизации. В результате анализа нефтепромысловых данных и минерального состава осадков с учетом химического состава попутно добываемых вод установлено, что осадки солей, увеличивая неоднородность поверхности металла, создают благоприятные условия для образования микро-и макрогальванопар, а также для электрохимических процессов. Характерен также вид коррозионных разрушений, расположенных под осадками (в основном это пятна).
О правильности данного вывода косвенно свидетельствует и то, что во всех осадках солей имеются продукты коррозии, тогда как в попутно добываемых водах ионы железа встречаются очень редко. Кроме того, кристаллизирующиеся минеральные соли являются активаторами, т.е. веществами, в присутствии которых разрушается пассивирующая гидрок-сидная пленка.
В целом процесс коррозии имеет стадийный характер и представляется в следующем виде: (арабскими цифрами обозначены номера реакций). Под действием воды и кислорода железо окисляется до гидрата оксида железа Fe (II) 2Fe+2H20+02=2Fe(0H)2, который гидратируется до гидрата оксида железа 4Fе+2Н20+02=4Fе(0Н)3. Дегидратируя при температуре более 575 °С, Fе(ОН)2 превращается в вюстит FeO, обнаруженный, например, на жаровых трубах установки подготовки нефти ЦПС ОАО «Самотлорское нефтедобывающее предприятие № 2». При сравнитель-
но высоких пластовых температурах (до 80 °С на Самотлорском месторождении) может образовываться магнетит по известной реакции внутримолекулярного окисления - восстановления Шикорра.
В результате воздействия водонефтяно-го потока, содержащего диоксид углерода, на внутренней поверхности нефтепромыслового оборудования образуется карбонат железа (сидерит) Fe(OH) ^СО^еСО^^О. При наличии сероводорода, источником которого, в частности, могут быть сульфатвосстанавливающие бактерии попутно добываемых вод в количестве до 106 клеток/мл, из гидрата оксида железа Fe (II) образуются сульфиды железа Fe(OH)2+H2S=FeS+2H2O. В процессе окисления пленок сульфидов получаются различные фазы гидрата оксида железа FeO(OH) и магнетит Fе3О4, а при частичном окислении - элементарная сера (2FeS+2H2O+3O2 = 2FeO(OH) + 2$02Т + ^Т; 4FeS + 2H2O + 3O2 = 4FeO(OH) + 4$; ЗFеS + 5O2= Fе3O4 + 3$02Т).
Гидрат оксида железа при дегидратации переходит в оксид железа Fе2Oз в виде а-фазы (гематит) или у-фазы (маггемит) 2Fе0(0Н)=Fе203+Н20. Следовательно, разнообразие продуктов коррозии обусловлено тем, что процесс является сложным, многостадийным, взаимосвязанным с солеотложением и происходит при разных концентрациях ^^ С02, 02, Н2, Н2О, С1-, НСО3-; рН; давлениях; температуре; динамике потока. Это подтверждается системными обследованиями промысловых трубопроводов, которые показали, что скорость роста максимальных поражений водоводов различ-
на и изменяется от 0,2 до 5 мм/год. При этом низконапорные водоводы выходят из строя через 1,5-3 года. Первоначально (т.е. с момента пуска водоводов в эксплуатацию), большая часть порывов происходит в сварных швах и околошовных зонах. Быстрое нарушение целостности водоводов по сварным швам объясняется низким качеством сварки. В образовавшихся в результате непровара шва пустотах начинается интенсивно развиваться электрохимический процесс так называемой щелевой коррозии. Специфика электрохимических реакций, протекающих в узких зазорах, определяется затруднениями в доступе коррозионных агентов (деполяризаторов) из объема электролита в зазоры и медленным отводом продуктов коррозии. В зазорах происходят наибольшие изменения коррозионной среды вследствие интенсивной работы макроэлементов типа щель - открытая поверхность трубы, что создает определенную разность потенциалов, усиливающую разрушение металла наплавленного шва. При этом стальная поверхность, расположенная около шва, к которой доступ кислорода из воды облегчен, становится эффективным катодом. В результате сварной шов разрушается задолго до разрушения самой трубы. Усиленная щелевая коррозия может протекать и при отсутствии кислорода [1].
Как показало обследование, наибольшему разрушению подвержена нижняя половина горизонтальных низконапорных водоводов. Характер коррозии язвенный. Верхняя часть водоводов корродирует в большинстве случаев равномерно. Язвенный характер коррозии объясняется специфическим влиянием минерализованной воды и растворенных в ней агрессивных газов (см. табл. 1). Скорость коррозионных процессов в присутствии деполяризатора, например кислорода, определяется скоростью диффузии его к стально
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.