Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru

Повышение надежности промысловых трубопроводов в АО «РИТЭК»

Сокращение объема работ по техническому обслуживанию и ремонту промысловых трубопроводов влечет за собой снижение их надежности, увеличение числа аварий и в итоге возрастание производственных потерь, основу которых составляют простои эксплуатационного фонда скважин, потери при транспортировке и подготовке нефти, затраты на устранение и ликвидацию последствий аварий, а также штрафные санкции за нарушения требований экологической и промышленной безопасности.

В настоящий момент в АО «РИТЭК» эксплуатируется 6114 км трубопроводов различного назначения (нефте- и газопроводов, водоводов, выкидных линий, нефтесборных и напорных трубопроводов). Из них 2221 км (36% от общей протяженности трубопроводного парка) составляют промысловые трубопроводы, уже отработавшие свой нормативный срок службы. В связи с этим в 2015 году в Компании была разработана и принята «Программа по повышению надежности промысловых трубопроводов на период до 2025 года».

Запланированные в рамках данной Программы мероприятия, включают поэтапную замену трубопроводов, находящихся в недопустимом техническом состоянии, строительство трубопроводов в коррозионно-стойком исполнении (в том числе с применением неметаллических материалов), проведение ОПИ новых марок реагентов, ингибиторов коррозии и противотурбулентных присадок, а также операций по комплексной и внутритрубной диагностике труб и др. Основные этапы и ожидаемый экономический и технологический эффект от реализации Программы приведены в настоящей статье.

09.12.2017 Инженерная практика №10/2017
Хаиров Денис Камильевич Ведущий инженер Отдела добычи нефти и газа Управления добычи нефти и газа АО «РИТЭК»

Общая протяженность эксплуатируемых в АО «РИТЭК» трубопроводов (нефте- и газопроводов, водоводов, выкидных линий, нефтесборных и напорных трубопроводов) составляет порядка 6114 километров. Из них около 60% (3730 км) составляют трубопроводы, расположенные на территории Волгоградской области – одном из старейших нефтеносных регионов России. Трубопроводный парк Компании достаточно возрастной – до 44% всех трубопроводов эксплуатируются более 20 лет. Более подробно возрастной состав трубопроводной системы АО «РИТЭК» приведен на рис. 1.

Рис. 1. Возрастной состав системы трубопроводов АО «РИТЭК»
Рис. 1. Возрастной состав системы трубопроводов АО «РИТЭК»

По состоянию на конец 2016 года суммарная протяженность нефтепроводов до товарных парков составляла 4266 км (69,7% трубопроводного парка), из которых 1791 км (42%) уже отработали нормативный срок службы. На долю водоводов системы поддержания пластового давления (ППД) в 2016 году приходилось 828 км (13,5%), промысловых газопроводов – 1020 км (16,6%). Из них нормативный срок отработали соответственно 203 и 227 км.

Таким образом, общая протяженность отработавших нормативный срок службы промысловых трубопроводов к концу прошлого года составляла 2221 км, или 36%. Для сравнения, в 2014 году этот показатель составлял 3866 км (53%) (рис. 2).

Рис. 2. Динамика протяженности трубопроводов, отработавших нормативный срок службы
Рис. 2. Динамика протяженности трубопроводов, отработавших нормативный срок службы

В период 2015-2016 годов нам также удалось снизить годовой уровень аварийности промысловых трубопроводов с 0,15 до 0,11 км-1 при увеличении объемов замены труб с 1,1 до 3% от общей протяженности парка (рис. 3). В 2017-2018 годы прогнозируется снижение удельного показателя аварийности с 0,11 до 0,10 км-1 вследствие увеличения объемов замены до 3%.

Рис. 3. Динамика аварийности и объемов замены трубопроводов за период 2014-2016 гг.
Рис. 3. Динамика аварийности и объемов замены трубопроводов за период 2014-2016 гг.

Запланированный на 2017-2019 годы объем замены трубопроводов, находящихся в недопустимом техническом состоянии, составляет 2,7-3,6% от общей протяженности трубопроводного парка АО «РИТЭК» (рис. 4). Рост объемов замены в 2018 до 3,6% обусловлен переносом объемов работ с 2016-2017 годов. В период 2020-2025 годов объем замены трубопроводов составит ориентировочно 215 км в год.

Рис. 4. Плановые и дополнительные объемы замены промысловых трубопроводов на период 2017-2025 гг.
Рис. 4. Плановые и дополнительные объемы замены промысловых трубопроводов на период 2017-2025 гг.

ПРОГРАММА ПОВЫШЕНИЯ НАДЕЖНОСТИ ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

С целью снижения количества отказов и уменьшения доли трубопроводов, находящихся в недопустимом техническом состоянии, в 2015 году инженеры нашей Компании разработали «Программу повышения надежности промысловых трубопроводов АО «РИТЭК» на период до 2025 года» (см. таблицу).

Таблица 1. Программа повышения надежности промысловых трубопроводов АО «РИТЭК» на период 2017-2025 гг.
Таблица 1. Программа повышения надежности промысловых трубопроводов АО «РИТЭК» на период 2017-2025 гг.

Данная программа, в частности, предусматривает проведение мероприятий по коррозионному мониторингу и увеличение объемов строительства трубопроводов в коррозионно-стойком исполнении, в том числе с применением специальных неметаллических материалов (ПАТ, МПТ, ППТ). Последнее позволит снизить количество отказов на трубопроводах, а также сократить расходы на приобретение трубной продукции и строительно-монтажные работы (рис. 5).

Рис. 5. Строительство трубопроводов из неметаллическихРис. 5. Строительство трубопроводов из неметаллических материалов
Рис. 5. Строительство трубопроводов из неметаллических материалов

Также в рамках реализации Программы ведется разработка унифицированного перечня по сортаменту труб для строительства и реконструкции, капитального ремонта промысловых трубопроводов, проводятся ОПИ новых марок реагентов, ингибиторов коррозии и противотурбулентных присадок. Наряду с этим мы продолжаем наращивать объемы работ по внутритрубной диагностике трубопроводов (ВТД). Ожидается, что к 2025 году методом ВТД будет ежегодно обследоваться до 900 км действующих трубопроводов.

УТЕПЛЕНИЕ НАЗЕМНОГО ОБОРУДОВАНИЯ СКВАЖИН

В число ключевых составляющих программы по повышению надежности трубопроводной системы АО «РИТЭК» также входит внедрение нового оборудования и материалов. Так, в декабре 2016 года с целью сохранения температуры нефти выше температуры ее застывания (+17°С) было произведено утепление наземного оборудования скважины №3 Новокрасинского месторождения (ЦДНГ №2 «Жирновский» ТПП «Волгограднефтегаз») теплоизоляционными материалами на основе вспененного каучука серии «РУФЛЕКС» и термочехлов «РУСИЧ» производства ООО «Торговый дом «Русская теплоизоляционная компания» (рис. 6).

Рис. 6. Утепление оборудования на скважине №3 Новокрасинского м/р
Рис. 6. Утепление оборудования на скважине №3 Новокрасинского м/р

Затраты на теплоизоляцию оборудования (материалы и монтаж) составили более 2,5 млн рублей. Экономический эффект от реализации данного проекта состоит в том, что после утепления оборудования полностью исключаются вероятность остановки скважины вследствие закупорки трубопровода и оборудования в период с сентября по май; затраты на эксплуатацию паропередвижной установки (тариф 1700 руб./ч) и простои дежурной техники для перевозки нефти (тариф 1500 руб./ч).

Только за один год экономический эффект от теплоизляции составит более 1,7 млн рублей. За пять лет экономия от реализации проекта превысит 6 млн рублей.

Рис. 7. Установка композитных муфт УКМТ-325 на объектах АО «РИТЭК»
Рис. 7. Установка композитных муфт УКМТ-325 на объектах АО «РИТЭК»
Рис. 8. Объемы ингибиторной защиты трубопроводов в АО «РИТЭК»
Рис. 8. Объемы ингибиторной защиты трубопроводов в АО «РИТЭК»

ПРИМЕНЕНИЕ НОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Помимо этого, с целью устранения первоочередных дефектов в 2016 году на межпромысловом трубопроводе «Средне-Хулымское месторождениеПСП-592» ТПП «РИТЭКБелоярскнефть» были установлены 16 композитных муфт (УКМТ-325 и РСМ) суммарной стоимостью 2,4 млн рублей (рис. 7). В 2017 году планируется установить 72 композитные муфты на сумму 10,8 млн руб., что позволит продлить срок безопасной эксплуатации 60 км трубопроводов и сократить затраты на вырезку дефектных участков. Экономия от реализации проекта составит около 156 млн рублей (из расчета срока безопасной эксплуатации в 20 лет и стоимости ремонта, равной 15 млн руб./км).

ИНГИБИТОРНАЯ ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ

На сегодняшний день общая протяженность незащищенных ингибиторами коррозии стальных трубопроводов составляет 5669 км (63% трубопроводного парка). На долю трубопроводов в коррозионно-стойком исполнении приходится 20% парка (1798,3 км). Ингибиторной защитой охвачено 971 км (11%) водоводов системы ППД месторождений и 574 км (6%) нефтепроводов (рис. 8).

На 2017 год запланировано проведение ОПИ различных марок реагентов с целью подбора оптимального ингибитора коррозии и бактерицида для защиты трубопроводов на месторождении им. В.Н. Виноградова, Средне-Хулымском месторождении ТПП «РИТЭКБелоярскнефть» и северной группе месторождений ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта». В 2018 году также планируется провести коррозионный мониторинг на нефтесборных трубопроводах ТПП «Волгограднефтегаз», по итогам которого будут определены оптимальный состав и дозировка реагента.

ДИАГНОСТИРОВАНИЕ ТРУБОПРОВОДОВ

На рис. 9 показана динамика объемов работ по диагностированию промысловых трубопроводов Компании, демонстрирующая практически непрерывный рост. В частности, в последние несколько лет стабильно растут объемы комплексного и внутритрубного диагностирования. Снижение объемов работ относительно 2015 года обусловлено тем, что в 2016 году основная часть выделенных средств была затрачена на проведение внутритрубной диагностики трубопровода «Средне-Хулымское месторождение-ПСП-592» ТПП «РИТЭКБелоярскнефть» протяженностью 800 километров.

Рис. 9. Объемы диагностирования трубопроводов АО «РИТЭК» за период 2012-2016 гг.
Рис. 9. Объемы диагностирования трубопроводов АО «РИТЭК» за период 2012-2016 гг.

В 2017 году затраты на проведение контроля технического состояния (КТС) и экспертизы промышленной безопасности (ЭПБ) эксплуатируемых трубопроводов составят 34,6 млн рублей (рис. 10).

Рис. 10. Затраты и объемы диагностирования трубопроводов АО «РИТЭК»
Рис. 10. Затраты и объемы диагностирования трубопроводов АО «РИТЭК»
Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Денис Камильевич, какова эффективность применения ингибиторов коррозии в вашей компании?
Денис Камильевич: Основной защитный эффект заключается в снижении скорости коррозии. Сейчас она составляет не более 0,1 мм в год. На участках трубопроводов, охваченных ингибиторной защитой, скорость коррозии не превышает 0,01 мм в год при средней дозировке реагента 30-35 мг/м3.
Вопрос: А электрохимическую защиту трубопроводов вы используете?
Д.К.: Используем, но в малых объемах. При проектировании и строительстве стальных нефтегазопроводов применение ЭХЗ – это обязательное условие, прописанное в техническом задании.
Вопрос: Статистику отказов можете привести? По годам.
Д.К.: По отказам могу привести только усредненные данные. В 2015 году мы зафиксировали порядка 927 отказов, в 2016 году – 726.
Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Транспортировка высоковязкой нефти
Актуализация нормативно-технической базы в области промыслового трубопроводного транспорта
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №03/2018

Инженерная практика

Выпуск №03/2018

Сбор, подготовка и транспорт нефти.Рациональное использование ПНГ
Испытания установки предварительной подготовки дисперсных системРеализация программы утилизации ПНГ в ПАО «ЛУКОЙЛ»Оценка дебита скважин с использованием PVT-зависимостейУтилизация ПНГ: ароматизация тяжелых фракций, жидкофазное окислениеИнгибирование солеотложений карбонатного типаМеталлографитные покрытияАнализ операционных процессов при строительстве скважинСопровождение разработки и мониторинга объектов
Ближайшее совещание
Механизированная добыча, Разработка месторождений
Мониторинг — 2018
Производственно-технический семинар-совещание

Мониторинг ‘2018. Системы мониторинга и управления для эксплуатации мехфонда и контроля разработки месторождений

18 июня 2018 г., г. Москва
Интеллектуализация процессов добычи нефти (автоматизация, телемеханизация, интеллектуальные станции управления) с целью сокращения затрат, повышения наработки оборудования и дебита жидкости, увеличения энергоэффективности и контроля разработки месторождений, внедрение нового программного обеспечения, геофизического оборудования, интеллектуализация систем одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) и др.
Общая информация Планируется
Ближайший тренинг
Механизированная добыча
Эффективность механизированного фонда — июнь 2018
Тренинг-курс

Повышение эффективности эксплуатации механизированного фонда скважин

18 – 22 июня 2018 г., г. Москва
Цель курса состоит в создании у слушателей комплексного и разностороннего представления о современной теории и практике работы с механизированным фондом скважин при решении ряда основных производственно-технических задач. Занятия проводятся с использованием новейших презентационных материалов и программных комплексов экспертами-практиками с большим производственным и научным опытом.