WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     || 2 | 3 |

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 энергоресурсов (ИПТЭР).

Защита состоится «_» 2003 года в _ на заседании диссертационного 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 государственного нефтяного технического университета.

Автореферат разослан «_» _ 2003 года.

Ученый секретарь диссертационного совета И.Г. Ибрагимов 3

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 поддержания пластового давления. Согласно Федеральному закону от 21 июля 1997 г. № 116 – ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», данные объекты относятся к опасным производственным объектам и требуют повышенного внимания к обеспечению их надежности и безотказности.

Аварии нефтепромысловых трубопроводов сопряжены с выбросами в окружающую среду значительного количества вредных веществ, оказывают отрицательное воздействие на окружающую среду, сопровождаются значительными потерями добываемой продукции и металлофонда.

Анализ литературных данных показывает, что основной причиной отказов нефтепромысловых трубопроводов является внутренняя коррозия под действием агрессивной перекачиваемой продукции. В последние годы, в связи с повышением обводненности добываемой нефти и широкого использования методов интенсификации, произошло усиление коррозионной агрессивности перекачиваемой по нефтепромысловым трубопроводам продукции, что привело к значительному 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 технологичных методов противокоррозионной защиты является ингибиторная защита. Однако, несмотря на значительные успехи в области применения этого вида предотвращения разрушений технологических трубопроводов, их аварийность сохраняется на достаточно высоком уровне, что делает актуальным вопрос повышения эффективности технологии ингибиторной защиты.

Вопросы обеспечения безопасности работы нефтепромысловых трубопроводных 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 позволит, за счет грамотного распределения материальных и финансовых ресурсов, повысить эффективность средств снижения аварийности.

В этой связи представляются актуальными работы, направленные на повышение эффективности экономически обоснованных мероприятий по снижению аварийности нефтепромысловых трубопроводов, оптимизации связанных с ними затрат и повышение на этой основе безопасности эксплуатации промысловых 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 месторождений Западной Сибири.

2 Исследование адсорбционных и защитных свойств ингибиторов коррозии 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 промысловых трубопроводов для ингибиторной защиты и оценки ее экономической эффективности.

Научная новизна 1 Применительно к исследованным объектам выявлен негативный вклад устойчивых скоплений жидкостей глушения и опрессовки в зарождение и развитие коррозионных дефектов на внутренней поверхности промысловых нефтепроводов, транспортирующих низкообводненную продукцию (скорость коррозии порядка 10 мм/год).

2 Получена зависимость, связывающая вероятность аварий промысловых нефтепроводов с концентрацией бикарбонат- и хлор-ионов в попутнодобываемой пластовой воде, скоростью течения и обводненностью продукции, давлением перекачки и сроком эксплуатации, позволяющая определять участки нефтепроводов, требующие применения превентивных мер по обеспечению безопасности их эксплуатации.

3 Получена зависимость, связывающая эффективность ингибиторной защиты со сроком эксплуатации промысловых трубопроводов, позволившая разработать методологию экономического обоснования противокоррозионной защиты.

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 экономической эффективности ингибиторной защиты нефтепромысловых трубопроводов и патентно-чистый метод оценки адсорбционных свойств ингибиторов коррозии на поверхностях твердых тел неорганического и органического происхождений, позволяющий выбирать ингибиторы коррозии для защиты трубопроводов эксплуатирующихся в условиях гидро-абразивно-коррозионномеханического износа и металла внутренней поверхности сварного соединения трубопроводов с антикоррозионным покрытием.

Указанные разработки используются в Уфимском филиале ООО «ЮганскНИПИнефть» при выполнении проектных и научно-исследовательских работ, направленных на повышение ресурса безопасной эксплуатации промысловых трубопроводов.

Апробация работы Основные положения работы докладывались на следующих научнотехнических семинарах и конференциях: Научно-технических конференциях аспирантов и молодых ученых (г. Уфа, УГНТУ, 2001 – 2003 гг.); научнопрактической конференции молодых ученых и специалистов «Проблемы развития нефтяной промышленности Западной Сибири. Бурение скважин, добыча нефти и газа. Экономика» (г. Тюмень, 12 – 15 марта 2001г.); региональном научно-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 нефтегазопромышленников 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 выводов; 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 промысловым нефтепроводам. Это, а также старение трубопроводного парка, повышение обводненности добываемой нефти, увеличение содержания механических примесей и развитие коррозионноактивного биоценоза привели к повышению коррозионной агрессивности перекачиваемой продукции и увеличению уровня аварийности по причине внутренней коррозии (рисунок 1). При этом просматривается тенденция к повышению доли аварий трубопроводов по причине внутренней коррозии – с 50 % в конце 80-х годов до 95-98 % в данный период. Ежегодно в результате аварийных разливов нефти загрязняется порядка 350 тыс.м2 территории. Это свидетельствует об актуальности вопросов обеспечения промышленной безопасности на территориях нефтяных месторождений.

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 промысловых 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 пластовой 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, эксКоличество порывов ( шт.) плуатирующихся в расслоенном режиме течения транспортируемой среды (%).

Данные рисунка позволяют сделать вывод о значительном влиянии режима течения на риск коррозионных разрушений промысловых нефтепроводов.

0.4 0.0.0.0.0.0.0.0 "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 нефтепромысловых сред ОАО «ЮНГ»: в попутно-добываемых пластовых водах содержание сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ) достигает в некоторых случаях 102 клеток/см3, углеводородокисляющих (УОБ) – 107 клеток/см3, тионовых (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 микроорганизмов в коррозионном процессе, так и за счет появления значительного количества продуктов их метаболизма.

В диссертации проведен анализ причин аварий нефтесборных трубопроводов на территории правобережной части Приобского нефтяного месторождения. 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, транспортирующих продукцию в расслоенном режиме, однако в данном случае по трубо% от общей протяженности Частота порывов, шт./( км * год ) проводам осуществлялся транспорт низкообводненной продукции (2 – 4 %), устойчивой к расслоению и выделению коррозионно-агрессивной водной фазы.

Поскольку трассировка указанных трубопроводов приурочена к природоохранной зоне, исследование причин аварий, на взгляд автора, актуально в целях снижения рисков подобных аварий.

Было сделано предположение о том, что развитие коррозионных повреждений связано с образованием скоплений воды, использовавшейся для гидроиспытания, которая обычно удаляется с потоком продукции, однако при невысоких скоростях движения жидкости (для исследованных участков ~ 0,7 м/сек), в пониженных местах трассы и перед узлами задвижек остаются водные скопления, даже при малых значениях обводненности продукции. Как показали проведенные в работе расчеты, для полного выноса скоплений водной фазы на рассматриваемом участке необходимы скорости движения более 1,2 – 1,4 м/сек.

Другим источником образования водных скоплений являются солевые растворы, применяемые для глушения скважин при проведении ремонтов или гидроразрыва пласта (до 300 м3 раствора на скважинную операцию), при этом жидкость 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 внутренней стенке аварийного трубопровода, который позволил выявить в их составе 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 минералов 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 повышения его коррозионной активности.

Сульфиды, присутствующие в составе отложений, вызывают локализацию коррозионных повреждений и могут являться продуктами сероводородной коррозии. Однако анализ состава водной фазы транспортируемой продукции показал отсутствие в ней растворенного сероводорода. Это позволило сделать предположение о том, что причиной отложения сульфидов железа является жизнедеятельность сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ).

Для подтверждения сделанного предположения о влиянии микробиологического 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. Однако отмечено наличие культур СВБ в составе отложений на внутренней поверхности аварийной трубы. Это в определенной мере подтверждает выдвинутую гипотезу и может служить одной из причин развития локальных коррозионных повреждений.

Pages:     || 2 | 3 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»