В настоящее время на территории России эксплуатируется 350 тыс. км промысловых трубопроводов. Ежегодно на нефтепромысловых трубопроводах происходит около 50-70 тыс. отказов. 90% отказов являются следствием коррозионных повреждений.
Из общего числа аварий 50-55% приходится на долю систем нефтесбора и 30-35% – на долю коммуникаций поддержания пластового давления. 42% труб не выдерживают пятилетней эксплуатации, а 17% -даже двух лет. На ежегодную замену нефтепромысловых сетей расходуется 7-8 тыс. км труб или 400-500 тыс. тонн стали.
В чем же причина и каков механизм процесса внутренней коррозии трубопроводов, транспортирующих нефть и воду?
1. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРОЦЕССА ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ КОРРОЗИИ МЕТАЛЛОВ
Коррозия – это разрушение металлов в результате химического или электрохимического воздействия окружающей среды, это окислительно-восстановительный гетерогенный процесс, происходящий на поверхности раздела фаз.
Хотя механизм коррозии в разных условиях различен, по виду разрушения поверхности металла различают:
1. Равномерную или общую коррозию, т.е. равномерно распределенную по поверхности металла. Пример: ржавление железа, потускнение серебра.
2. Местную или локальную коррозию, т.е. сосредоточенную на отдельных участках поверхности. Местная коррозия бывает различных видов:
· В виде пятен – поражение распространяется сравнительно неглубоко и занимает относительно большие участки поверхности;
· В виде язв – глубокие поражения локализуются на небольших учасках поверхности;
· В виде точек (питтинговая) – размеры еще меньше язвенных разъеданий.
3. Межкристаллитную коррозию – характеризующуюся разрушением металла по границам кристаллитов (зерен металла). Процесс протекает быстро, глубоко и вызывает катастрофическое разрушение.
4. Избирательную коррозию – избирательно растворяется один или несколько компонентов сплава, после чего остается пористый остаток, который сохраняет первоначальную форму и кажется неповрежденным.
5. Коррозионное растрескивание происходит, если металл подвергается постоянному растягивающему напряжению в коррозионной среде. КР может быть вызвано абсорбцией водорода, образовавшегося впроцессе коррозии.
Рис.1. Виды коррозионных разрушений
По механизму протекания различают химическую и электрохимическую коррозию.
Химическая коррозия характерна для сред не проводящих электрический ток.
Коррозия стали в водной среде происходит вследствие протекания электрохимических реакций, т.е. реакций сопровождающихся протеканием электрического тока. Скорость коррозии при этом возрастает.
Электрохимическая коррозия возникает в результате работы множества макро- или микрогальванопар в металле, соприкасающемся с электролитом.
Причины возникновения гальванических пар в металлах:
· Соприкосновение двух разнородных металлов;
· Наличие в металле примесей;
· Наличие участков с различным кристаллическим строением;
· Образование пор в окисной пленке;
· Наличие участков с различной механической нагрузкой;
· Наличие участков с неравномерным доступом активных компонентов внешней среды, например, воздуха,
и, таким образом, образуются гальванические элементы, микропары, то есть образуются анодные и катодные участки. Анодом является металл с более высоким отрицательным потенциалом, катодом является металл с меньшим потенциалом. Между ними возникает электрический ток.
Процесс коррозии можно представить следующим образом.
На аноде: (реакция окисления)
Fe – 2 e ® Fe 2+ (1)
На анодных участках атомы железа переходят в раствор в виде гидратированных катионов Fe 2+, то есть происходит анодное растворение металла и процесс коррозии распространяется вглубь металла.
Оставшиеся свободные электроны перемещаются по металлу к катодным участкам.
На катоде: (реакция восстановления)
2 Н+ + 2 e ® 2 Нaдс. (2)
При рН < 4,3 происходит разряд всегда присутствующих в воде ионов водорода и образование атомов водорода с последующим образованием молекулярного водорода:
Н + Н ® Н2 . (3)
При рН > 4,3 доминирует взаимодействие электронов с кислородом, растворенным в воде:
О2 + 2 Н2О + 4 е ® 4 ОН– (4)
Рис.2. Схема процесса коррозии
1-анодная зона, 2-катодная зона, 3-направление движения электронов
Катионы Fe 2+ и ионы ОН– взаимодействуют с образованием закиси Fe:
Fe2+ + 2 OH–® Fe(OH)2. (5)
Если в воде достаточно свободного кислорода, закись Fe может окислиться до гидрата окиси Fe:
4Fe(OH)2 + О2 + 2 Н2О ® 4Fe(OH)3¯ , (6)
который выпадает в виде осадка.
Итак, в результате протекания электрического тока анод разрушается: частицы металла в виде ионов Fe 2+ переходят в воду или эмульсионный поток. Анод, разрушаясь, образует в трубе свищ.
Рассмотрим, от каких факторов зависит скорость коррозии.
ФАКТОРЫ КОРРОЗИОННОГО РАЗРУШЕНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ
1. Температура и рН воды
Рис.3. Зависимость интенсивности коррозии от рН и температуры воды
Можно выделить 3 зоны:
1) рН < 4,3 . Скорость коррозии чрезвычайно быстро возрастает с понижением рН. (Сильнокислая среда).
2) 4,3 < рН < 9-10. Скорость коррозии мало зависит от рН.
3) 9-10 < рН < 13. Скорость коррозии убывает с ростом рН и коррозия практически прекращается при рН = 13. (Сильнощелочная среда).
В первой зоне на катоде протекает реакция разряда ионов водорода и образование молекулярного водорода (реакции 2,3); во второй и третьей зоне – идет реакция образования ионов гидроксила ОН– (реакция 4).
Повышение температуры ускоряет анодные и катодные процессы, так как увеличивает скорость движения ионов, а, следовательно, и скорость коррозии.
2. Содержание кислорода в воде
Как было отмечено выше, железо труб подвергается интенсивной коррозии в кислой среде при рН < 4,3 и практически не корродирует при рН > 4,3, если в воде отсутствует растворенный кислород (рис.4., кривая 4).
Если в воде есть растворенный кислород, то коррозия железа будет идти и в кислой, и в щелочной среде (рис.4., кривые 1-3).
Рис.4. Зависимость интенсивности коррозии от содержания кислорода в воде
3. Парциальное давления СО2
Огромное влияние на разрушение металла труб коррозией оказывает свободная углекислота (СО2), содержащаяся в пластовых водах. Известно, что при одинаковом рН коррозия в углекислотной среде протекает более интенсивно, чем в растворах сильных кислот .
На основании исследований установлено, что системы с РСО2 £0,02 МПа считаются коррозионно-неопасными, при 0,2 ³РСО2 >0,02 – возможны средние скорости коррозии, а при РСО2
> 0,2 МПа – среда является высококоррозивной.
Объяснение влияния СО2 на коррозионную активность среды связано с формами нахождения СО2 в водных растворах. Это:
– растворенный газ СО2;
– недиссоциированные молекулы Н2СО3;
– бикарбонат ионы НСО3-;
– карбонат-ионы СО32-.
В равновесных условиях соблюдается баланс между всеми формами:
СО2 + Н2О Û Н2СО3 Û Н+ + НСО3- Û 2Н+ + СО32- . (7)
СО2 может влиять по двум причинам:
1. Молекулы Н2СО3 непосредственно участвуют в катодном процессе :
H2CO3 + e ® Надс + HCO3- (8)
2. Катодному восстановлению подвергается бикарбонат-ион:
2НСО3- + 2e ® Н2 + СО32- (9)
3. Н2СО3 играет роль буфера и поставляет ионы водорода Н+ по мере их расходования в катодной реакции (2):
H2CO3 Û H+ + HCO3- (10)
При взаимодействии Fe2+ c НСО3- или Н2СО3 образуется осадок карбоната железа FeСО3:
Fe2+ + HCO3 – ®FeCO3 + H+ (11)
Fe2+ + H2CO3 ® FeCO3 + 2H+ (12)
Все исследователи обращают внимание на огромное влияние продуктов коррозии железа на скорость процесса коррозии.
4FeCO3 + O2 ® 2Fe2O3 + 4CO2 (13)
Эти осадки являются полупроницаемыми для коррозионно-агрессивных компонентов среды и замедляют скорость разрушения металла.
Таким образом, можно выделить две характерные особенности действия диоксида углерода.
1. Увеличение выделения водорода на катоде.
2. Образование карбонатно-оксидных пленок на поверхности металла.
4. Минерализация воды
Рис. 5. Зависимость скорости коррозии от минерализации воды
Растворенные в воде соли являются электролитами, поэтому увеличение их концентрации до определенного предела повысит электропроводность среды и, следовательно, ускорит процесс коррозии.
Уменьшение скорости коррозии связано с тем, что:
1) уменьшается растворимость газов, СО2 и О2, в воде;
2) возрастает вязкость воды, а, следовательно, затрудняется диффузия, подвод кислорода к поверхности трубы (к катодным участкам, реакция 4).
5. Давление
Повышение давления увеличивает процесс гидролиза солей и увеличивает растворимость СО2. (Для предсказания последствий – см. пп. 3 и 4).
6. Структурная форма потока
Относительные скорости течения фаз (газа и жидкости) в газожидкостных смесях (ГЖС) в сочетании с их физическими свойствами (плотностью, вязкостью, поверхностным натяжением и т.д.) и размерами и положением в пространстве трубопровода определяют формирующиеся в них структуры двухфазных (многофазных) потоков. Можно выделить семь основных структур: пузырьковая, пробковая, расслоенная, волновая, снарядная, кольцевая и дисперсная (рис.6).
Рис.6. Структуры ГЖС в горизонтальном трубопроводе
Каждая структура ГЖС влияет на характер коррозионного процесса.
Вопрос о связи коррозионных процессов в трубопроводах со структурами потоков, транспортируемых по ним ГЖС, всегда интересовал и продолжает интересовать специалистов по коррозии. Имеющаяся информация о связи структур течения ГЖС с коррозией является еще недостаточно полной.
Но тем не менее известно, например, что кольцевая (дисперсно-кольцевая) структура ГЖС снижает интенсивность коррозии трубопровода; снарядная (пробково-диспергированная) может способствовать коррозионно-эрозионному износу трубопровода по нижней образующей трубы на восходящих участках трассы, а расслоенная (плавная расслоенная) – развитию общей и питтинговой корозии в зоне нижней образующей трубы и в, так называемых, “ловушках” жидкости (особенно при выделении соленой воды в отдельную фазу).
6. Биокоррозия, коррозия под действием микроорганизмов.
С этой точки зрения имеют значение сульфат-восстанавливающие анаэробные бактерии (восстанавливают сульфаты до сульфидов), обычно обитающие в сточных водах, нефтяных скважинах и продуктивных горизонтах.
В результате деятельности сульфат-восстанавливающих образуется сероводород Н2S, который хорошо растворяется в нефти и в дальнейшем взаимодействует с железом, образуя сульфид железа, выпадающий в осадок:
Fe + H2S ® FeS¯ + H2 (14)
Под влиянием Н2S изменяется смачиваемость поверхности металла, поверхность становится гидрофильной, то есть легко смачивается водой, и на поверхности трубопровода образуется тонкий слой электролита, в котором и происходит накопление осадка сульфида железа FeS.
Сульфид железа является стимулятором коррозии, так как участвует в образовании гальванической микропары Fe – FeS, в которой является катодом (то есть разрушаться будет Fe как анод).
Некоторые ионы, например ионы хлора, активируют металлы. Причиной активирующей способности ионов хлора является его высокая адсорбируемость на металле. Хлор-ионы вытесняют пассиваторы с поверхности металла, способствуют растворению пассивирующих пленок и облегчают переход ионов металла в раствор. Особенно большое влияние ионы хлора оказывают на растворение железа, хрома, никеля, нержавеющей стали, алюминия.
Итак, коррозионную агрессивность воды характеризуют природа и количество растворенных солей, рН, жесткость воды, содержание кислых газов.
Степень влияния этих факторов зависит от температуры, давления, структуры потока и количественного соотношения воды и углеводородов в системе.
Маркин (СП «Ваньеганнефть») предложил уравнение для расчета скорости равномерной (общей) углекислотной коррозии углеродистой стали в воде для случая, когда карбонатное равновесие не нарушено, т.е. осадки солей не выделяются.
(15)
Для пластовой воды Самотлорского месторождения : А=3,996; В=1730.
Уравнение справедливо для следующих условий :
10 < t < 60 (0С);
5,4 < рН < 7,6;
0,001 < Рсо2 < 0,1 (МПа);
85 < НСО3- < 600 (мг/л).
Это наиболее характерные показатели для реальных промысловых систем нефтяных месторождений Нижневартовского района.
Способы предупреждения внутренней коррозии трубопроводов подразделяются на технические (механические), химические и технологические.
2. ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ И РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТ ПО ЗАЩИТЕ ТРУБОПРОВОДОВ ОТ ВНУТРЕННЕЙ КОРРОЗИИ
Существующая схема эксплуатации большинства месторождений с поддержанием пластового давления за счет закачки в пласт сточной воды способствует повышению агрессивности среды, в которой “работают” трубы при добыче и транспортировке сырья. По данным ОАО “ВНИИТнефть” за последние пять лет из-за увеличения обводненности добываемой нефти скорость коррозии трубопроводов возросла с 0,04 до 1,2 г/м2/час.
Сейчас нефтяники считают трубопроводы миной замедленного действия, которая может “взорваться” в любой момент.
Очевидно, что применяемые в настоящее время методы ингибиторной защиты не могут решить проблемы полностью. Добиться повышения надежности и снижения аварийности промысловых трубопроводов можно только за счет применения комплексных мер. Среди них основной, по-видимому, можно считать смену материала труб на коррозионно-устойчивый, а также применение труб с антикоррозионным покрытием, то есть технические способы защиты.
2.1. Технические способы защиты
Кардинальным средством борьбы с коррозионным повреждением стальных труб является замена их на пластмассовые.
В зарубежной практике для нефтегазопромысловых трубопроводов используются два вида пластмассовых труб:
– на малые давления до 1,0 МПа – из полиэтилена низкого давления (ПНД, а также из полипропилена, поливинилхлорида, полибутена, акрилонитрилбутадиона;
– на давление 4,0-6,0 МПа и выше – из композитных материалов: стеклопластиковые, бипластмассовые, армированные, термопластичные.
Полиэтиленовые трубы имеют в 7 раз меньшую массу, чем стальные. Для их монтажа не требуется тяжелого подъемно-транспортного оборудования. Они обладают большой эластичностью, высокой гладкостью, вследствие чего их пропускная способность увеличивается на 2-3%.
Из рисунка 8 следует, что у стальных трубопроводов гидравлические потери растут с увеличением срока эксплуатации (кривая 1), у металлопластмассовых труб и труб с защитными покрытиями роста гидравлических потерь не происходит (кривые 2,3).
Полиэтиленовые трубы могут использоваться для транспорта минерализованных вод любой агрессивности (ГОСТ 18599-83).
Рис.8. Зависимость гидравлических потерь от времени эксплуатации труб:
1 – стальные; 2- металлопластмассовые и гибкие; 3 – с эпоксидными и полимерными внутренними покрытиями
Что касается транспорта нефти, нефтяной эмульсии, газового конденсата по напорным трубопроводам из полиэтиленовых труб, то здесь следует учитывать эффект набухаемости полиэтилена.
Было установлено:
1. Процесс диффузии нефти в полиэтилен, набухание полиэтилена, зависит от температуры.
Рис.9. Сорбция нефти полиэтиленом низкого давления:
1 – 60, 2 – 40, 3 – 20 оС
При температуре 60оС равновесная концентрация нефти (насыщение) наступало при 8 % масс.
2. С увеличением концентрации сорбированной нефти снижается прочность полиэтилена (рис.10).
Например, при увеличении концентрации нефти в полиэтилене до 5% его прочность снижается на 10%.
Таким образом, основной недостаток полиэтиленовых труб – малая прочность. Поэтому во всем мире ведутся исследования по созданию пластмассовых труб, c одной стороны, химически стойких против агрессивных сред, с другой – обладающих прочностью, соизмеримой со стальными трубами.
Рис.10. Изменение прочности полиэтилена в зависимости от концентрации нефти при 20 оС.
Решением этой проблемы являются трубы из композитных материалов: стеклопластиков, из армированных термопластов.
В США стеклопластиковые трубы занимают третье место в объеме потребления труб нефтепромыслового сортамента, уступая стальным и металлическим с антикоррозийным заводским покрытием. На некоторых месторожденияхх, содержащих высокоагрессивные компоненты, пластмассовые трубы составляют 60-70% от общего объема используемых труб. Фирмы “Экссон” и “Эссо Ресурс Канада” также заменили на своих промыслах часть стальных труб на композитные вследствие сильной обводненности и высокой концентрации сероводорода в транспортируемой среде.
Доля стеклопластиковых труб, применяемых фирмой “Шелл”, превышает 30%.
Стеклопластиковые трубы обладают высокой коррозионной стойкостью в контакте со средой, содержащей сероводород и углекислоту, высокой прочностью в широком диапазоне давлений. За счет подбора соответствующей смолы стеклопластиковые трубы могут работать при высоких температурах.
Теплопроводность стеклопластика в 250 раз меньше, чем у металла, то есть он обладает повышенными теплоизоляционными характеристиками.
ВНИИСТ еще в 70-х годах разработал конструкцию стеклопластиковой трубы, технологию и оборудование для ее получения, а также технологию соединения таких труб.
Труба представляла собой сэндвич, состоящий из стеклопластиковой несущей оболочки, плакированной изнутри газонепроницаемой полипропиленовой пленкой толщиной 0,8 мм.
Труба изготавливалась непрерывным способом и могла быть практически любой длины. В настоящее время конверсионные предприятия в гг. Пермь, Хотьково, Люберцы выпускают небольшие партии стеклопластиковых и армированных пластмассовых труб на высокие (до 4,0-6,0 МПа) давления. Причем, имеются варианты конструкций стеклопластиковых труб с допустимым температурным пределом до 60оС (диаметр 75 и 150 мм).
Такие трубы успешно работают в АО “Удмуртнефть” в системе ППД при следующих характеристиках транспортируемой среды:
минерализация 280 мг/л;
содержание сероводорода (Н2 S) 150 мг/л;
содержание диоксида углерода (СО2) 160 мг/л;
давление 6-8 МПа;
рН 6,5;
температура 40 оС.
В АО “Пермьнефть” стеклопластиковые трубы установлены на выкидных линиях, где прокачивается высокообводненная нефть (83%). За время эксплуатации с 1994 г. никаких утечек не наблюдалось.
Стеклопластиковые трубы производства фирм “Амерон” и “Вавин” использовались на трубопроводах в “Татнефти” и Западной Сибири и дали положительные результаты.
На результатах работы в ОАО “Татнефть” по защите от коррозии нефтепромыслового оборудования представляет интерес остановиться более подробно. Проблема по защите нефтепромыслового оборудования (трубопроводы систем нефтесбора, водовода, НКТ, технологические емкости и резервуары) в ОАО “Татнефть” впервые в мировой практике решалась на основе создания собственных баз по нанесению внутренней и внешней изоляции, приближенных к местам их применения, то есть нефтяному месторождению).
На реализацию этой программы ушло около 15 лет. В результате создана целая индустрия по комплексному решению проблемы надежности скважин и подземных нефтепромысловых коммуникаций. Она включает:
– входной контроль труб, поступающих от производителей;
– подготовку труб к покрытию (подготовка концов, очистка поверхностей);
– технику и технологию соединения труб в плеть (длиной около 30 м) и в трубопровод;
– нанесение внутренней и внешней изоляции;
– защиту сварных стыков;
– контроль за качеством строительства и эксплуатации трубопроводов;
– производство материалов и нестандартного оборудования.
Практика эксплуатации трубопроводов с внутренними защитными покрытиями показала, что для полного снижения отказов должны быть решены три основные проблемы:
* надежное внутреннее покрытие;
* надежная внешняя изоляция;
* защита сварных стыков с обеих сторон.
Совместно с фирмами “Тьюбоскоп Ветко” (США) и “Бандера” (Италия) построен завод по производству труб с покрытиями производительностью до 2000 км/год.
Следует подчеркнуть, что нанесение изоляции именно в заводских условиях позволяет осуществить контроль за качеством всех технологических операций, внедрять такие изоляционные покрытия, которые не могут быть реализованы в трассовых условиях.
Задача надежности защиты от внутренней коррозии была решена с помощью технологии футерования трубных плетей полиэтиленом и специальной конструкцией стыка.
Наружная изоляция осуществляется по заводской технологии с использованием полиэтилена.
Рис.11. Нанесение наружной изоляции
С 1986г. выпущено и построено около 10000 км металлопластмассовых (МПТ) трубопроводов, что составляет 100% для разводящих и 80% для подводящих водоводов по закачке сточных вод. (Диаметры труб 89,114,159,219,273 и 325 мм; температура эксплуатации – до 40оС). Чем больше доля МПТ в общем фонде, тем интенсивнее снижение числа отказов трубопроводов (рис.12).
Рис.12. Зависимость числа отказов трубопроводов от объемов внедрения труб с защитными покрытиями
Благодаря совместным усилиям науки и производства отказы трубопроводов в системе закачки сточных вод снизились в 1997г. в 400 раз по сравнению с 1984г. Экономический эффект от использования футерованных труб достиг 2,5 трл.руб. (1997г.), а срок окупаемости капитальных вложений не превышает 1,5 лет.
Для предотвращения внутренней коррозии нефтесборных трубопроводов в ОАО “Татнефть” выбраны следующие направления:
– для перекачки беспарафинистых серосодержащих нефтей используются МПТ, коррозионно-стойкие гибкие трубки производства КВАРТ (г.Казань);
– для парафинистых нефтей применяются трубы со специальным защитным покрытием, выдерживающем температуру эксплуатации до 150 оС.
Наличие производства полиэтиленовых труб позволило выполнить работы по восстановлению бездействующих трубопроводов. Было восстановлено 460 км труб диаметром 89-530 мм методом протаскивания полиэтиленовых труб вовнутрь стальной (с цементированием или без цементирования межтрубного пространства). Эти операции эффективны для быстрого восстановления работоспособности трубопроводов в критических ситуациях, так как за один прием может быть восстановлен участок длиной до 600 м. Это важно при переходах через водные преграды, болота, полотна дорог по бестраншейной технологии.
ОАО “Татнефть” имеет 10-летний опыт по применению стеклопластиковых труб Нидерландской фирмы Wavin (Вавин).
С 1988г. стеклопластиковые трубы безотказно работают в качестве НКТ, диаметр 89 мм. Положительные результаты получены по системе нефтесбора: диаметр 159 мм и давление 2,8 МПа. Отрицательные результаты получены при испытании стеклопластиковых труб в системе ППД в качестве разводящего водовода (давление 12,5 МПа): не выдержали давления клеевые соединения, повороты (колена).
Таким образом, многолетний опыт производства и применения труб с защитными покрытиями позволил ОАО “Татнефть” практически решить проблему надежности нефтепромысловых коммуникаций и сэкономить более 6600 млн. кВт.ч электроэнергии (за счет уменьшения гидравлических потерь) при эксплуатации металлопластмассовых труб.
Весь комплекс работ отвечает мировым стандартам.
В АНК “Башнефть” для защиты трубопроводов от коррозии также применяется нанесение защитных покрытий и использование неметаллических труб. Эксплуатируется цех по футерованию труб диаметром 114х9 и 89х4 мм, цех по выпуску гибких полимерно-металлических труб диаметром 60 мм. Общая производительность 650 км/год. Запущена одна из четырех линий по выпуску металлопластовых труб производительностью 150 км/год.
С выходом всех цехов на проектную мощность в “Башнефти” будет выпускаться примерно 1500 км/год коррозионностойких труб и в перспективе планируется полностью заменить ими металлические трубы.
В основе последней разработки компании Ameron (Нидерланды), специализирующейся на выпуске стеклопластиковых труб для нефтяной промышленности – технология стальной полосы, применяемая компанией British Aerospace для изготовления высокопрочных оболочек двигателей космических ракет. Новый материал SSL – это ламинированный композитный материал, который сочетает преимущества высокопрочной стали с коррозионной стойкостью стекловолокна. Из него производятся легкие, гладкие, антикоррозионные трубы, выдерживающие давление почти до 40 МПа – для малых диаметров и до 4 МПа – для больших диаметров и температуру до 110 оС.
.
Рис.13. Труба Bondstrand SSL
Трубы Bondstrand SSL состоят из слоев стальной ленты, заключенных внутри эпоксидной, армированной стекловолокном, оболочки. Они могут использоваться для сооружений выкидных линий, линий нефтесбора, подводных трубопроводов и трубопроводов для нагнетания воды в скважины, а также как НКТ и обсадные трубы.
Толщина стенки трубы Bondstrand SSL ( в несколько раз) меньше толщины стенки обычной стекловолокнистой трубы, что обеспечивает более высокую пропускную способность (при одинаковом давлении).
Соединительная система Койл-Лок (Coil-Lock) – конусное резьбовое соединение с пластичной спиральной шпонкой – обеспечивает трубам Bondstrand SSL прочность и герметичность, быстроту монтажа. Новые трубы имеют еще одно ценное свойство: электропроводный стальной слой позволяет осуществлять электромониторинг трубопровода, уложенного под землей.
Минимальный срок эксплуатации в условиях Сибири – 20 лет, стандартный срок – более 50 лет.
В России пионером в области применения труб Bondstrand SSL является компания “Славнефть-Мегионнефтегаз”. Она начала их использовать в 1995г. На 2000г. российские компании заказали фирме Ameron 262 км таких труб. В Казахстан за последние 2 года поставлено 116 км труб.
Потребителями являются Тюменская Нефтяная компания, “Мегионнефтегаз”, “Черногорнефть”, “Ваньеганнефть” и т.д.
В зависимости от условий эксплуатации на разных месторождениях требуются трубы с внутренним покрытием из различных материалов. Но до настоящего времени заводами практически не освоен массовый выпуск труб с антикоррозионным покрытием. Только отдельные изготовители имеют участки для нанесения покрытия на трубы или выпускают трубы с одним определенным видом покрытия.
Так, Волжский трубный завод производит трубы только с наружным эпоксидным покрытием, Альметьевский трубный завод – с внутренним эпоксидным и наружным полиэтиленовым покрытием, АО “Пензазаводпром” – эмалевое покрытие и т.д.
При сложившейся ситуации нефтегазодобывающие предприятия вынуждены организовывать собственные производства по антикоррозионному покрытию труб. Кроме уже упомянутых НК “Татнефть”” и “Башнефть”, созданы и работают участки в АО “Нижневартовскнефтегаз” – оборудование и технологии французской фирмы “СИФ-ИЗОПАЙП”, на ТПП “Лангепаснефтегаз” – поставщик голландская фирма “Селмерс”. Трубы с эмалевым покрытием и футерованные полиэтиленом выпускают ОАО “ЛУКОЙЛ-Пермнефть” (г.Краснокамск). Совместное производство стеклопластиковых труб освоено в ОАО”ЛУКОЙЛ-Пермнефть” и АО “Композитнефть” (г.Чернушка).
В настоящее время целый ряд фирм, отечественных и зарубежных, предлагают нефтяным компаниям свои услуги по строительству “под ключ” линий по различным вариантам антикоррозионного покрытия нефтепромысловых труб. Данные по некоторым из них приведены в табл.1.
Как следует из этой таблицы, фирмы предлагают линии по нанесению практически всех типов изоляции. Цена производства колеблется в широких пределах. Возможность выбора есть. Но тут каждая нефтегазодобывающая компания действует на свой страх и риск. Все фирмы гарантируют срок службы изолированных труб минимум 15-20 лет. Но на практике зачастую получается иная картина. Как показали обследования некоторых трубопроводов, собранных на зарубежных технологических линиях, целостность покрытия нарушается за короткий период эксплуатации.
Таблица 1
Сравнительные показатели некоторых фирм-изготовителей линий по антикоррозионному покрытию нефтепромысловых труб
|
Фирма |
Вид покрытия и толщина |
Материалы |
Ориентировочная стоимость, тыс.долл.* |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
ОАО ВНИИТнефть, г. Самара |
Внутреннее, Однослойное, 250 мкм |
Полиуретан с цинковой пудрой |
1772 |
|
Наружное, Двухслойное, 2,5 мм |
Севилен (адгезив) + полиэтилен (экструдивный) |
||
|
ООО «Вестинтерком», г. Самара |
Внутреннее, Однослойное, 4,5 мм |
Полиэтилен (чулок) |
2399 |
|
Наружное, Двухслойное, 1,5 мм
Двухслойное, 2,2 мм
Двухслойное, 2,0 мм
Однослойное, 1,5 мм |
Праймер+полимерная лента+полимерная обертка Праймер + полимерная лента+полиэтилен (экструд.) Полимерный подслой (адгезив)+полиэтилен (экст.) Термоусаживающаяся Полимерная лента |
||
|
ТОО «Трубопласт», г. Екатеринбург |
Внутреннее, Однослойное, 400 мкм
|
Эпоксидные порошковые или жидкие двухкомпонентные (без растворителя ) краски |
7000 |
|
Наружное, Двухслойное, 2,0 мм |
Полимерный подслой (адгезив)+полиэтилен (экст.) |
||
|
ЗАО «АНКОРТ», г. Москва |
Внутреннее, Однослойное, 400 мкм
|
Эпоксидные жидкие двухкомпонентные (без растворителя) краски |
2975 |
|
Наружное, Двухслойное, 2,2 мм |
Адгезионный праймер + полимерная липкая лента + полиэтилен |
||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
АО «УралНИТИ», г. Челябинск |
Внутреннее, Однослойное, 300 мкм
Однослойное, 120 мкм Однослойное, 400 мкм |
Эпоксидное (порошковая краска) Цинкоэтилсиликатное Стеклоэмалевое |
508 |
|
Наружное, Трехслойное, 2,5 мм |
Эпоксидное (порошковая краска) + эпоксидная смесевая композиция (порошок) + полиэтилен (экструдер) |
||
|
АО «Татнефть», г. Альметьевск |
Внутреннее, Однослойное, 5 мм
|
Полиэтилен (чулок) |
6345 |
|
Наружное, Двухслойное, 2,0 мм |
Адгезив + полиэтилен (экструдивный) |
||
|
«Бредеро прайс», США |
Внутреннее, Двухслойное, 250 мкм |
Грунтовка + эпоксидный порошок |
8918 |
|
Наружное, Трехслойное, 2,5 мм |
Эпоксидное покрытие (порошок)+адгезив(сополимер)+ полиэтилен (экструдер) |
||
|
GARNEAU, Канада |
Внутреннее, Двухслойное, 120 мкм |
Адгезив (грунтовка) + эпоксидное |
6057 |
|
Наружное, Двухслойное, 1,2 мм |
Праймер + полиэтилен (экструзив) |
||
|
RussaLink, США |
Внутреннее, Однослойное, 150 мкм |
Праймер (фенольный) + эпоксидный порошок |
9085 |
|
Наружное, Двухслойное, 1,0 мм |
Эпоксидное (приплавленное) покрытие + эпоксидный порошок |
*Включая шеф-монтаж, пусконаладку и в некоторых фирмах обучение персонала.
Причина этого в том, что 1) линии рассчитаны на применение импортных труб, качество металла (и геометрические характеристики) которых выше, чем у отечественных; 2) не полностью решен вопрос защиты внутренней поверхности сварного шва (стенки труб), что сводит к минимуму общий эффект от нанесения изоляции; 3) низкий уровень культуры производства и контроля всех операций в условиях производств малой мощности (150-200 км/год) (которые уже работают на нефтегазодобывающих предприятиях); 4) себестоимость нанесения покрытия при малых мощностях значительно выше, чем при массовом централизованном производстве.
Кроме того, в России отсутствует единая нормативная база на качество и технологии всех типов покрытий. Каждое предприятие разрабатывает собственные технические условия на выпуск изолированных труб, ориентируясь на требования отдельного заказчика и освоенный производством тип покрытия. Нет также единой методики выбора типа покрытия в зависимости от свойств транспортируемой Среды и условий эксплуатации трубопровода.
То есть вопрос повышения надежности промысловых трубопроводов требует принятия комплексных мер, охватывающих:
* введение стандарта на качество покрытий всех типов ;
* создание массовых централизованных производств по покрытию труб различными видами изоляции по требованию заказчика;
* создание методов защиты сварного шва;
* организацию контроля за состоянием трубопроводов.
В ОАО «Самаранефтегаз» в начале 80-х годов в связи с ростом коррозионной активности добываемых жидкостей и увеличением протяженности трубопроводов стали применяться гибкие трубы. Для их производства было создано ООО «Росфлекс».
В первую очередь гибкие трубы начали применяться в системе ППД на месторождениях с особо агрессивными средами, содержащими:
– сероводород до 600 мг/л;
– углекислый газ до 1200 м/л;
– высокоминерализованные растворы ;
– активные ионы хлора (Cl-) ;
– cвободный кислород .
Срок службы стальных трубопроводов в этих условиях не превышал 1 года, а срок промысловой наработки гибких труб в АО «Самаранефтегаз» приближается к 15 годам.
Анализ происшедших порывов на трубопроводах в ОАО «Самаранефтегаз» показывает, что с 1984 г. – начала эксплуатации гибких труб – аварийность трубопроводов снижается.
Техническая характеристика гибких труб, выпускаемых ООО «Росфлекс» для выкидных линий нефтяных скважин, водоводов пластовых сточных вод и технологических трубопроводов, следующая (табл.2):
Таблица 2
Техническая характеристика гибких труб «Росфлекс»
|
Показатели |
Внутренний диаметр, мм |
||||||||||||
|
50 |
75 |
100 |
150* |
||||||||||
|
Рабочее давление, Мпа |
4 |
10 |
15 |
20 |
4 |
10 |
15 |
20* |
4 |
10 |
20* |
4 |
|
|
Наружный диаметр, мм |
82 |
85 |
86 |
86 |
110 |
113 |
114 |
115 |
130 |
133 |
135 |
180 |
|
|
Масса 1 м, кг |
6.0 |
7.5 |
7.8 |
8.0 |
8.0 |
9.5 |
10 |
10.5 |
10.5 |
12.0 |
12.5 |
16.0 |
|
|
Длина секции, м, не более |
350 |
220 |
150 |
100 |
|||||||||
|
Тип соединения |
Фланцевый или сварной |
||||||||||||
|
|
|||||||||||||
*Готовится производство.
Трубы выпускаются внутренним диаметром 50, 75 и 100 мм на рабочее давление до 20 МПа, массой 1м не более 12 кг, максимальная длина секции до 350 м. Готовится производство труб диаметром 150 мм.
Рис.14. Конструкция гибкой трубы
Гибкие трубы состоят из внутренней полимерной камеры 1, армирующих слоев 2, наружной полимерной оболочки 3 и концевых соединений 4.
Гибкие трубы «Росфлекс» рассчитаны на траншейную прокладку и прокладку по поверхности земли.
Капитальные затраты на прокладку 1 км трубопровода из стальных и гибких труб различного диаметра приведены в табл.3. Из нее следует, что при использовании гибких труб затраты на строительно-монтажные работы сокращаются на 50 %: 1 км трубопровода монтируется за 5 – 6 часов благодаря большой длине секции, гибкости, исключению подгоночных, сварочных и изоляционных работ, что особенно ценно для месторождений Западной Сибири в условиях болот и бездорожья.
Таблица 3
Затраты на прокладку 1 км трубопровода, тыс.руб.
|
Стоимость |
Стальные трубы |
Гибкие трубы |
||||
|
Ø 89 |
Ø 114 |
Ø 159 |
Ø 75 |
Ø 100 |
Ø 150 |
|
|
Земляные работы Сварка или монтаж Изоляционные работы Гидравлические испытания Стоимость трубы Катодная защита Оборудование для закачки ингибитора |
27.4 9.5 13.3 7.8 29.3 22.1
31.9 |
27.4 10.2 17.3 7.8 40.3 22.1
31.9 |
27.4 11.8 23.7 9.9 67.9 22.1
31.9 |
13.7 1.5 – 7.8 153.0 –
– |
13.7 1.7 – 7.8 201.0 –
– |
13.7 1.9 – 9.9 166.0 –
– |
|
Итого: 141.3 157.0 194.7 176.0 224.2 191.5 |
||||||
Кроме региона Средней Волги гибкие трубы работают и в других климатических условиях при температуре окружающей среды от –450 до +500 С : в Западной Сибири, республики Коми, на о.Сахалин. Гибкие водоводы и выкидные линии работают также в Казахстане, на полуострове Мангышлак и в Азербайджане на морском месторождении.
Учитывая преимущества гибких труб по сравнению со стальными, их надежность при работе в агрессивных средах, в ОАО «Самаранефтегаз» планировали ввести в эксплуатацию в 1999 г. не менее 50 км трубопроводов из гибких труб, как при ремонте действующих трубопроводов, так и при обустройстве новых месторождений.
Таким образом, из обзора опубликованных данных следует, что в ОАО «Самаранефтегаз» основная ставка в борьбе с коррозией делается на применение коррозионно-стойких гибких труб собственного производства.
2.2. Технологическая защита трубопроводов
На нефтяных месторождениях преимущественное развитие получили однотрубные системы сбора продукции скважин. Возрастание объемов попутно добываемой воды приводит к перегрузке сборных трубопроводов и снижению их коррозионной надежности, сроков эксплуатации.
Технико-экономические показатели и надежность систем сбора нефти тесно связаны с техникой и технологией разделения продукции скважин.
В АНК “Башнефть” в качестве основного принципа технологии первичного (предварительного) разделения продукции скважин выделяется дифференцированный или путевой сброс свободной воды, то есть отбор воды во всех точках технологической схемы, где она выделяется в виде свободной фазы.
Это позволяет снизить нагрузки на сепараторы последующий ступеней, отстойники, печи, насосное оборудование, повысить их эксплуатационную надежность, а иногда и исключить из технологической схемы часть перечисленного оборудования.
Путевой сброс воды из продукции скважин может осуществляться по отдельным коллекторам, вблизи наиболее обводненных кустов скважин, на пониженных участках трассы, где скапливается свободная вода, вблизи существующих кустовых насосных станций системы ППД.
Основным требованием к технологии путевого сброса воды является его осуществление без применения сложного технологического оборудования, требующего присутствия обслуживающего персонала, и при естественной температуре продукции скважин. При необходимости для разрушения эмульсии продукция может обрабатываться реагентом-деэмульгатором. Степень предварительного обезвоживания нефти при путевом сбросе должна соответствовать агрегативной устойчивости эмульсии (на входе в установку), чтобы при дальнейшем транспорте не происходило выделение свободной воды из эмульсии или оно было минимальным.
В качестве основного технологического аппарата — водоотделителя – при путевом сбросе в АНК “Башнефть” используются трубные водоотделители (ТВО), которые легко вписываются в систему сбора и ППД.
Водоотделитель должен выполнять не только функции сброса воды, но и буфера, стабилизирующего поток при неравномерном поступлении в него пластовой газожидкостной смеси (ГЖС) (нефтяной эмульсии и свободной воды), что характерно для рельефных сборных трубопроводов.
Принципиальная схема установки путевого сброса воды приведена на рис.15.
Продукция скважин из сборного коллектора поступает на вход успокоительного трубопровода 3, в нем осуществляется разделение продукции на при потока: в верхнем сечении трубы формируется поток газа, в среднем сечении – поток предварительно обезвоженной нефти, в нижнем сечении формируется поток пластовой воды.
Рис.15. Принципиальная схема установки путевого сброса воды:
1- нефтегазопровод, 2- трубный разделитель, 3- успокоительный коллектор, 4- вход успокоительного коллектора в трубный разделитель, 5-6 – датчики уровня, 7- отстойник воды
Схема предусматривает работу трубного разделителя в двух вариантах: с отводом отделившегося газа в сборный газопровод и с возвратом в поток нефти, транспортируемой в НСП.
Раздельными потоками предварительно обезвоженная нефть и вода направляются в наклонную часть ТВО 2, где осуществляется окнчательное разделение на нефть и воду. Отделенная вода направляется в ближайшую БКНС для закачки в нагнетательные скважины. Содержание нефти в воде не превышает 20-60 мг/л.
Преимущество наклонных ТВО заключается в гидравлической схеме, при которой движение предварительно расслоенных нефти и воды происходит в противоположных направлениях.
Всего в АНК “Башнефть” эксплуатируется более 20 трубных УПСВ. Остаточная обводненность нефти после сброса воды колеблется от 5 до 30%.
С целью повышения надежности работы установки ведется работа по совершенствованию датчиков межфазного уровня и регулирующих клапанов.
Массовое использование путевого сброса сдерживается отсутствием насосного оборудования малой производительности для закачки воды в нагнетательные скважины с подачей 100-1000 м3/сут при напоре до 20 МПа (для поддержания давления в пластах с низкими коллекторскими свойствами).
В качестве технологического мероприятия, способствующего предотвращению коррозии нефтепромыслового оборудования в ОАО «Юганскнефтегаз» применяется предварительное обезвоживание продукции скважин в системе сбора по технологии централизованного сброса пластовых вод.
В НГДУ Мамонтовнефть этот процесс реализован на территории ДНС с использованием ТВО (рис.16).:
Рис.16. Принципиальная технологическая схема УПСВ Тепловского месторождения
Продукция скважин из сборного трубопровода поступает в успокоительный трубопровод 1, где разделяется на 3 потока: газ, нефть (эмульсия) и вода, производится отбор свободного газа, выделившегося в процессе движения продукции по сборному трубопроводу и направляется наклонную часть ТВО 2, где окончательно разделяется на нефть и воду в «мягком» динамическом режиме. При этом дополнительно отделяется от эмульсии часть воды, содержание нефти в воде не более 50 мг/л.
Предварительно обезвоженная нефть из ТВО перетекает в буферную емкость-сепаратор 4, в котором выделяется газ. Нефть из сепаратора с содержанием воды не более 30 % откачивается на ЦПС.
Газ из успокоительного трубопровода, ТВО и буферной емкости нефти направляется в газосепаратор 3 и далее на ГПЗ.
Вода из нижней части ТВО направляется в отстойник 6. Процесс очистки воды осуществляется гидрофобным фильтром, которым служит слой нефти, в результате чего содержание нефти в воде снижается до 35мг/л. Из отстойника вода подается непосредственно на прием насосов КНС 9.
Для интенсификации процесса разделения эмульсии (поступающей с промысла) за 350м до входа в успокоительный трубопровод подается реагент Сепарол WF – 41.
Диаметр успокоительного трубопровода (1200 мм) выбирается в зависимости от расходного газосодержания β и расхода газоводонефтяной смеси Qсм :
β = Qг / Qсм , (16)
Qсм = Qн+Qв+Qг , (17)
где Qн, Qв, Qг – соответственно расход нефти, воды и газа в рабочих условиях.
Диаметр (1400 мм) и длина (100 м) ТВО рассчитываются из условия, чтобы время пребывания в нем (единичного объема) эмульсии находилось в пределах 6 – 10 мин. Угол наклона к горизонту составляет 5 – 8о.
Все параметры подбираются для максимального разделения продукции скважин на нефть, воду и газ при естественной температуре продукции.
С целью раннего сброса попутной воды на начальных участках трубопроводов вблизи добывающих и нагнетательных скважин также может использоваться оригинальная установка, разработанная ИПТЭР (рис.17).
Расслоенный в подводящем трубопроводе 2 поток направляют в трубную вставку 4, при этом осуществляется перепуск части газа 3, минуя трубную вставку, из подводящего трубопровода в отводящий 17 для дальнейшего транспорта совместно с перекачиваемой нефтью, и отбирают воду из ее нижней части 5, направляя в отстойник 7 для окончательной очистки, и с помощью насоса 8 подают в систему закачки. Наличие датчика уровня газ-нефть 9 и регулирующего клапана 10 позволяет предотвратить попадание жидкости в газовый коллектор.
Степень отбора и качество воды регулируются положением межфазного уровня нефть-вода с помощью датчиков 11 и 12 и регулирующего клапана 14, (управляемого автоматически блоком 16). Границу раздела фаз нефть-вода поддерживают на уровне нижней образующей верхнего трубопровода. Для исключения возможности попадания нефти в систему закачки воды, водяной насос 13 настраивают на откачку 90% свободной воды (то есть примерно 10% свободной воды направляют с нефтью на ДНС или в пункты подготовки нефти).
Рис.17. Установка путевого сброса воды:
1- скважина, 2- подводящий трубопровод, 3- газопровод, 4- верхний трубопровод, 5- нижний трубопровод, 6- трубопровод для отвода воды, 7- отстойник, 8- насос, 9- датчик уровня газ-нефть, 10,14 – регулирующие клапаны, 11-12- датчики уровня нефть-вода, 13- анализатор качества воды, 15- трубопровод вывода нефти, 16- блок автоматики, 17- отводящий трубопровод
В трубной вставке создаются условия для гравитационного разделения воды и нефти в условиях расслоенного режима движения потоков при скорости движения воды не более 0,2 м/с. Это предельное значение скорости, обеспечивающее содержание нефти в воде на уровне 50-70 мг/л (табл.4), что, в свою очередь, позволяет закачивать воду в пласт без дополнительного отстаивания или с использованием простейших очистных сооружений в виде напорного отстойника.
Таблица 4
Зависимость содержания нефти в воде от скорости движения воды в трубопроводе
|
Скорость движения воды, м/с |
0,5 |
0,2 |
0,1 |
0,05 |
|
Содержание нефти в воде, мг/л |
150-300 |
50-70 |
40-50 |
10 |
В перспективе данная установка может работать в автоматическом режиме по безлюдной технологии.
Материал по ингибиторной защите трубопроводов предложен в статьях для самостоятельной работы.
2.3. Особенности коррозии трубопроводов в условиях Западной Сибири
В Западной Сибири для нефтесборных трубопроводов большого диаметра характерны коррозионные разрушения в форме протяженных канавок, расположенных строго по нижней образующей труб. В начальной стадии разрушение представляет собой следующие друг за другом язвенные углубления, которые в последующем сливаются в непрерывную канавку шириной 20-60 мм и длиной 5-20 м.
Рис.18. Разрушение нефтесборного трубопровода диаметром 426 мм
Этот трубопровод проработал в НГДУ Белозернефть 8 месяцев. Расчетная скорость коррозии 8-9 мм/год.
Анализ факторов, влияющих на внутреннюю коррозию трубопроводов показал, что:
– локальные коррозионные разрушения нижней части труб и аварийные порывы нефтепроводов стали проявляться, когда обводненность нефти возросла до 50%, нефтяные эмульсии стали неустойчивыми и из них начала выделяться вода в виде отдельной фазы;
– пластовая вода слабокоррозивна: минерализация хлоркальциевых вод невелика и составляет 20-40 г/л, рН воды нейтральный, температура 40 оС;
– в водной фазе нефтяной эмульсии содержится до 250 мг/л двуокиси углерода и биогенный сероводород в количестве 2-10 мг/л;
– в попутных нефтяных газах содержится до 6% масс. СО2 и сероводорода 1,5 мг/м3;
– нефти Западной Сибири парафинистые, легкие и маловязкие, характеризуются невысокой устойчивостью нефтяных эмульсий. Таким образом, и со стороны нефти и газа особой разрушительной коррозии не ожидается.
Каким же образом в не очень коррозивной среде проявляется, причем только в нижней части труб, локальная коррозия металла?
Большинство исследователей, занимавшихся изучением коррозии стали в подобных условиях, считают, что коррозионный процесс разрушения металла протекает по углекислотному механизму.
Выделение солей из водной фазы продукции скважин происходит вследствие действия следующих факторов (или их комбинаций):
– уменьшение общего давления в системе;
– изменения температуры;
– изменения химического состава воды, что возможно или при смешении вод различного состава, или в результате коррозии, когда вода обогащается ионами железа.
Для пластовых вод Западной Сибири наиболее распространенными отложениями являются карбонаты кальция и железа (а также коррозит). Причем, локальные разрушения связаны с особенностями углекислотной коррозии в нейтральных и слабокислых минерализованных средах, то есть таких где возможно отложение солей на корродирующую поверхность.
В этих условиях процесс углекислотной коррозиии протекает следующим образом.
На внутренней поверхности трубопровода происходит отложение карбоната кальция СаСО3. В некоторых местах защитная пленка осадка СаСО3 может отслоиться. Это происходит под действием или механических факторов, таких как абразивное действие взвешенных частиц, гидравлические удары , вибрации трубопровода, вызванные прохождением газовых пробок и др., или в результате механо-химического растворения пленки в местах напряженного состояния трубопроводов.
Обнаженный участок металла и остальная поверхность трубы, покрытая осадком, образуют гальваническую макропару, где металл является анодом, а поверхность трубы – катодом. Начинается интенсивный процесс коррозии, его скорость может достигать 5-8 мм/год.
Приэлектродный слой обогащается ионами железа Fe 2+ (реакция 1) и создаются условия для осаждения карбоната железа FeCO3 (реакции 11,12), который блокирует коррозию.
Участки язв, где произойдет отслоение FeCO3, вновь превращаются в активные аноды.
Однако, перечисленные воздействия: гидравлические удары, вибрации, механо-химическое растворение, носят непредсказуемый характер и не объясняют локализации коррозионного разрушения в нижней части труб.
Феномен локализации коррозионного разрушения по нижней образующей трубы может быть обусловлен особенностями гидродинамики течения газожидкостных потоков (трехфазных нефтяных эмульсий) по трубопроводам.
В условиях недостаточно высокой скорости потока (0,1-0,9 м/с) формируется расслоенная структура течения ГЖС, то есть вода выделяется в отдельную фазу. Поверх воды будет двигаться нефтяная эмульсия и газ.
На границе раздела жидких фаз возникнут волны, в частности из-за разницы в вязкости соприкасающихся фаз. При перемещении этих волн вдоль течения транспортируемой смеси на границе раздела жидких фаз наблюдаются вторичные явления: отрыв капель воды и их вращение, что приводит к возникновению вихревых дорожек из множества капель воды строго вдоль нижней образующей трубы.
.
Рис.19. Схема образования вихрей на волновой поверхности раздела фаз нефть-вода
Часть присутствующих в водной фазе механических примесей (карбонатов и сульфидов железа, песка и глины) попадает во вращающиеся капли воды и участвует в постоянном гидроэрозионном воздействии на защитную пленку из карбонатов в нижней части трубы. Поэтому по нижней образующей трубы происходит постоянное механическое удаление железокарбонатной пленки.
Таким образом обеспечивается постоянное функционирование гальванической макропары металл – труба, покрытая осадком солей.
Аномально-высокие скорости коррозии (5-8 мм/год) объясняются соотношением площадей электродов: небольшой по площади анод в нижней части трубы в виде дорожки и катод, в десятки раз превышающий по площади анодный электрод.
Итак, при постоянном удалении осадков (в результате гидроэрозионного процесса) сначала с отдельных участков, а затем и с протяженной области, обнаженный металл, функционирующий как анод макропары, быстро разрушается, образуя протяженную “канавку”. Таково объяснение причины и механизма локального разрушения нижней части труб при перекачке по ним содержащих двуокись углерода нефтеводогазовых эмульсий.
Методы предотвращения этого вида локальной коррозии также должны быть нетрадиционными и исходить из рассмотренного механизма. Применение ингибиторов коррозии здесь малоэффективно, поскольку защитная пленка ингибитора будет непрерывно удаляться с металла. Замена малостойких в условиях углекислотной коррозии сталей на более стойкие неприемлема по технико-экономическим соображениям, поскольку протяженность сети нефтепроводов в Западной Сибири огромна.
Задача предупреждения коррозии по нижней образующей трубы может быть решена только при учете гидравлических особенностей течения трехфазных потоков.
Прежде всего уже на стадии проектирования обустройства таких месторождений (или в процессе их эксплуатации) необходимо заложить расчетно-уменьшенные диаметры нефтепроводных труб, в которых скорость движения нефтеводогазового потока поддерживалась бы на оптимальном уровне, то есть чтобы из нефтяных эмульсий не выделялась вода в качестве отдельной фазы.
Если этого избежать нельзя, например, из-за высокой обводненности добываемой нефти, то необходимо предусмотреть в проекте разработки месторождения, при наступлении повышенной обводненности нефти, постоянный (путевой) сброс выпавшей на отдельных участках нефтепровода воды.
Можно периодически удалять скапливающуюся в пониженных участках нефтепровода воду с помощью разделительных пробок и скребков.
Другой случай. В НГДУ “Белозернефть” рассматриваемые коррозионные разрушения стали наблюдаться с 1992 г. после реконструкции системы нефтесбора.
При реконструкции диаметры трубопроводов рассчитывали исходя из максимальной их загрузки, то есть если бы в коллекторы поступала продукция всего действующего фонда добывающих скважин. В реальных условиях трубопроводы оказались загружены на 70% от расчетных значений.
Таблица 5
Гидравлические параметры трубопроводов
|
Трубо-провод |
Диаметр внутренний, мм |
Длина, м |
Дебит жидкости, м3/сут |
Давление, МПа |
Содержа-ние Н2О, % |
Скорость смеси, м/с |
Расходное объемное газосодер-жание |
|
|
|
1989 г. |
|||||||
|
1 |
514 |
150 |
10140 |
0,69 |
92 |
2,4 |
0,858 |
|
|
2 |
706 |
1500 |
15812 |
0,64 |
91 |
1,8 |
0,789 |
|
|
3 |
514 |
2470 |
4488 |
0,61 |
91 |
1,6 |
0,865 |
|
|
4 |
464 |
400 |
19045 |
0,78 |
89 |
3,8 |
0,850 |
|
|
|
1992 г. |
|||||||
|
1 |
412 |
570 |
2873 |
0,78 |
86 |
0,6 |
0,591 |
|
|
2 |
514 |
600 |
14000 |
0,78 |
94 |
1,7 |
0,497 |
|
|
3 |
514 |
1300 |
9644 |
0,85 |
89 |
1,5 |
0,634 |
|
|
4 |
514 |
300 |
12602 |
0,70 |
89 |
1,6 |
0,556 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Гидравлические параметры нефтесборных коллекторов НГДУ “Белозернефть” до реконструкции и после представлены в табл.5.
Из этих данных следует, что гидравлический режим работы трубопроводов изменился:
– уменьшились диаметры и длины;
– изменились объемы перекачиваемой ГЖС;
– уменьшились средние скорости движения ГЖС;
– уменьшились расходные газосодержания.
В результате режим движения из дисперсионного в 1989-90 гг. сменился на пробковый или расслоенный.
В момент прохождения “пробки” газа по участку трубопровода на нем возникает сильная вибрация. Периодичность прохождения газовых “пробок” может колебаться от 1-2 за час до 15-25 за минуту.
Таким образом, изменение гидравлических режимов работы нефтесборных коллекторов привело к тому, что большая часть их стала испытывать циклические нагрузки.
При циклическом нагружении металла упруго-пластические деформации, локализованные в концентраторе напряжений, приводят к интенсивной локальной механо-химической коррозии и развитию коррозионно-усталостной трещины. Концентраторами напряжений могут быть малозаметные дефекты внутренней поверхности трубы: царапины, дефекты сварного шва, технологические дефекты и др. Коррозионные повреждения внутренней поверхности трубопровода вначале образуются по электрохимическому механизму, в дальнейшем они также могут выступать концентраторами напряжений. Этим и объясняются аномально высокие скорости коррозии (9 мм/год), наблюдаемые на многих нефтесборных коллекторах системы сбора в “Белозернефти”. Подтверждение того, что такие скорости коррозии являются результатом коррозионной усталости металла Медведев видит в том, что самое большое число ускоренных коррозионных разрушений наблюдается на трубопроводах, в которые поступает продукция газлифтных скважин, и где чаще возникает пробковый режим течения, сопровождаемый вибрациями.
При определенных соотношениях дебитов газа, жидкости и диаметра трубопровода пробковый режим течения может возникать на восходящих участках трубопроводов.
Таким образом долговечность трубопроводов в данном случае следует повышать двумя способами:
1) созданием режимов течения газожидкостной смеси, исключающих возникновение циклических нагрузок;
2) повышением стойкости труб к коррозионно-механической усталости и коррозии под механическим напряжением (часто называемой коррозионно-механическим растрескиванием).
Если проблема защиты внутрипромысловых трубопроводов на Самотлоре от коррозионно-механического растрескивания появилась впервые, то для магистральных нефтепроводов в этом направлении накоплен большой опыт, так как для них – это характерный вид коррозионного разрушения (рис.20,21).
Рис.20. Колонии трещин, образовавшихся в результате коррозионного растрескивания трубопровода
К наиболее распространенным способам защиты трубопроводов от коррозионно-механического растрескивания относятся:
– ингибиторная защита;
– применение гальванических и лакокрасочных покрытий;
– легирование трубной стали;
– защита с помощью оксидных и фосфатных покрытий.
Рис.21. Трещина коррозионного растрескивания. Наружная стенка трубы расположена сверху
Эффективным методом защиты является ингибирование, так как ингибиторы тормозят процесс коррозионного зарождения трещин на поверхности металла. Кроме того, многие ингибиторы способны проникать в вершину зародившейся трещины и сдерживать ее развитие. Поэтому следует правильно подобрать ингибитор. Он должен не только существенно замедлять равномерную и локальную коррозию, но и эффективно подавлять зарождение и развитие коррозионно-усталостных трещин.
Из других методов защиты реально осуществимым является термообработка труб. Однако режимы термообработки для конкретных видов труб должны выбираться с учетом особенностей коррозионной среды и механизма коррозии, характерных для конкретного месторождения. А это требует проведения дополнительных исследований.
Рис.22. Участок термообработки нефтегазопроводных труб
Таким образом, механизм коррозии углеродистой стали в средах с СО2 чрезвычайно сложен. В зависимости от условий он может вести к общей или локальной коррозии, в том числе в форме язвы, питтинга, канавочной коррозии и коррозионного растрескивания. Поэтому, в зависимости от механизма процесса коррозии, должны быть применены соответствующие способы защиты.