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

Экономическая эффективность защиты нефтепромысловых трубопроводов и их соединений от коррозии

Трубопроводы с использованием технологий ООО «Инженерно-производственный центр» («ИПЦ») были смонтированы во многих нефтяных компаниях, что позволило на порядок снизить удельную частоту отказов и получить значительный экономический эффект.

К примеру, на Западно-Тэбукском месторождении в 1999-2002 годах аварийность водоводов высокого давления (ВВД) доходила до 20 отказов на 1 км/год, а после их замены на ВВД, изготовленные из труб, футерованных полиэтиленом (ТФПЭ), аварии полностью прекратились. Экономический эффект при строительстве ВВД на промыслах ТПП «Когалымнефтегаз» с использованием технологии неразъемного муфтового соединения труб составил порядка 1,3 млрд руб., а экономия металла – 12,4 тыс. тонн.

11.02.2017 Инженерная практика №10-11/2016
Айдуганов Вячеслав Михайлович Директор ООО «Инженерно-производственный центр», заслуженный изобретатель РФ

ООО «ИПЦ» уже в течение 28 лет специализируется на разработке технологий и оборудования для защиты трубопроводов и их соединений от коррозии. Работа в этом направлении началась в 1984-1985 годах с создания технологии изготовления металлопластмассовых труб. Впоследствии эта технология нашла широкое применение – было смонтировано более 10 тыс. км таких труб.

В 1998 году в ООО «ИПЦ» была создана новая конструкция трубопровода, в которой объем используемой нержавеющей стали был уменьшен в 4-6 раз. Сегодня такие трубы производит ООО ЭПЦ «ТрубопроводСервис» и другие компании.

Рис. 1. Стальная труба, футерованная изнутри и снаружи полиэтиленовыми трубами
Рис. 1. Стальная труба, футерованная изнутри и снаружи полиэтиленовыми трубами

Еще одним направлением работы ООО «ИПЦ» стало повышение надежности и долговечности работы промысловых трубопроводов системы ППД. Разработки велись на основе стальной трубы, футерованной изнутри и снаружи полиэтиленовыми трубами (рис. 1), которая была создана еще в 1959 году специалистами ОАО «Первоуральский новотрубный завод». Важной задачей при этом была разработка соединения данных труб без сварки и теплового воздействия (рис. 2).

Рис. 2. Неразъемное муфтовое соединение стальных труб, футерованных полиэтиленом
Рис. 2. Неразъемное муфтовое соединение стальных труб, футерованных полиэтиленом

Технология неразъемного муфтового соединения стальных труб, футерованных полиэтиленом, была разработана в 1989 году. При ее использовании внутри полиэтиленовой трубы устанавливается вкладыш из высоколегированной коррозионно-стойкой стали, а снаружи – стальная муфта, которая обжимается (рис. 2). Процесс соединения труб таким способом занимает около минуты и не требует сварки. Данная разработка стала внедряться в нефтяных компаниях с 1989 года. Первые трубопроводы, смонтированные по этой технологии, находятся в эксплуатации до сих пор. В 1990 году технология была доработана, после чего получила еще более широкое распространение.

Таблица 1. Аварийность ВВД системы ППД на Западно-Тэбукском м/р на территории Республики Коми
Таблица 1. Аварийность ВВД системы ППД на Западно-Тэбукском м/р на территории Республики Коми

СНИЖЕНИЕ АВАРИЙНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ

Трубопроводы с использованием технологий ООО «ИПЦ» были смонтированы в ПАО «НК «Роснефть», ПАО АНК «Башнефть», ПАО «ЛУКОЙЛ», а также других крупных и малых нефтяных компаниях. Их использование помогло на порядок уменьшить число отказов.Так, до замены ВВД системы ППД на Западно-Тэбукском месторождении на территории Республики Коми в 1999-2002 годах удельная аварийность доходила до 20 отказов на 1 км/год (табл. 1).

Таблица 2. Протяженность нефтепромысловых трубопроводов ТПП «Когалымнефтегаз» и количество отказов на них в 2006-2009 гг.
Таблица 2. Протяженность нефтепромысловых трубопроводов ТПП «Когалымнефтегаз» и количество отказов на них в 2006-2009 гг.

После замены трубопроводов в 2002 году аварии полностью прекратились. До замены трубопроводов в ТПП «Когалымнефтегаз» с 2006 по 2009 год число отказов на ВВД и нефтепроводах заметно выросло (рис. 3). Усредненная удельная частота отказов на промысловых трубопроводах за этот период составила 0,222 шт./км (табл. 2).

Рис. 3. Распределение отказов на трубопроводах ТПП «Когалымнефтегаз», 2006-2009 гг.
Рис. 3. Распределение отказов на трубопроводах ТПП «Когалымнефтегаз», 2006-2009 гг.

Промысловые трубопроводы в ТПП «Когалымнефтегаз» в 2006-2009 годах были смонтированы по технологиям ООО «ИПЦ» и фирмы «Батлер». Удельная частота отказов труб, смонтированных по технологии ООО «ИПЦ» оказалась на порядок ниже, чем в случае труб фирмы «Батлер» – 0,0133 и 0,1239 соответственно, а по телу трубы соответственно 0,0007 и 0,0974, наименьшая аварийность при этом наблюдалась по телу ТФПЭ (табл. 3), что повлияло на уменьшение общего числа отказов на трубопроводах ТПП «Когалымнефтегаз».

Таблица 3. Сравнительные данные по эксплуатации промысловых трубопроводов в ТПП «Когалымнефтегаз» в 2006-2009 гг., смонтированных по технологиям ООО «ИПЦ» и фирмы «Батлер»
Таблица 3. Сравнительные данные по эксплуатации промысловых трубопроводов в ТПП «Когалымнефтегаз» в 2006-2009 гг., смонтированных по технологиям ООО «ИПЦ» и фирмы «Батлер»

Уменьшение удельной частоты отказов на трубопроводах, смонтированных по технологии американской фирмы «Батлер», составляет 1,79 раза по сравнению с общим состоянием трубопроводов, находящихся в эксплуатации в ТПП «Когалымнефтегаз», а у российской фирмы ООО «ИПЦ» уменьшение удельной частоты отказов на трубопроводах составляет 16,67 раза, что в 9,3 раза лучше, чем у американской фирмы «Батлер». Если отказы учитывать только по телу трубы, то уменьшение удельной частоты отказов на трубопроводах американской фирмы «Батлер» составляет 2,28 раза по отношению к общему состоянию трубопроводов, находящихся в эксплуатации в ТПП «Когалымнефтегаз», а уменьшение удельной частоты отказов на трубопроводах российской фирмы ООО «ИПЦ» составляет 316,65 раза, что в 140 раз лучше, чем у американской фирмы «Батлер».

ЭКОНОМИЧЕСКИЙ ЭФФЕКТ

В ТПП «Когалымнефтегаз» мы предложили заменить стальные трубы 114×12 мм на ТФПЭ 114×8 мм из стали О9Г2С, а также стальные трубы 168×14 мм на ТФПЭ 168×12 мм из стали О9Г2С (табл. 4, 5).

Таблица 4. Расчет экономического эффекта от использования труб, футерованных полиэтиленом, 114×8 из стали О9Г2С взамен стальных труб 114×12
Таблица 4. Расчет экономического эффекта от использования труб, футерованных полиэтиленом, 114×8 из стали О9Г2С взамен стальных труб 114×12
Таблица 5. Расчет экономического эффекта от использования труб, футерованных полиэтиленом, 168×12 мм из стали О9Г2С взамен стальных труб 168×14 мм
Таблица 5. Расчет экономического эффекта от использования труб, футерованных полиэтиленом, 168×12 мм из стали О9Г2С взамен стальных труб 168×14 мм

Стоимость строительства 1 км трубопровода из стальных труб 114×12 мм по состоянию на 1 ноября 2008 года составила 4380 тыс. руб., тогда как стоимость строительства трубопровода из ТФПЭ 114×8 мм из стали 09Г2С – 4410 тыс. руб.

Аналогичное соотношение стоимости характерно также и для стальных труб 168×14 мм и ТФПЭ 168×12 мм из стали 09Г2С – 6200 тыс. и 8129 тыс. руб. соответственно. При этом экономический эффект на 1 км трубопровода в связи с использованием ТФПЭ из стали 09Г2Свместо стальных труб 114×12 мм в конце расчетного периода составил 32820 тыс. руб., а экономия металла – 235,8 тонн.

Таблица 6. Экономический эффект от применения стальных труб, футерованных полиэтиленом, при строительстве ВВД на промыслах ТПП «Когалымнефтегаз» с использованием технологии неразъемного муфтового соединения труб
Таблица 6. Экономический эффект от применения стальных труб, футерованных полиэтиленом, при строительстве ВВД на промыслах ТПП «Когалымнефтегаз» с использованием технологии неразъемного муфтового соединения труб

В целом экономический эффект от применения ТФПЭ при строительстве ВВД на промыслах ТПП «Когалымнефтегаз» с использованием технологии неразъемного муфтового соединения труб составил порядка 1,3 млрд руб., а экономия металла – 12,4 тыс. тонн (табл. 6).

С октября 1989 года по 2012 год силами ООО «ИПЦ» на месторождениях ПАО «Татнефть», ПАО «Башнефть», ПАО «НК «Роснефть» и ПАО «ЛУКОЙЛ» смонтировано более 1691 км нефтепромысловых трубопроводов с использованием 281287 неразъемных муфтовых соединений, по которым транспортируют продукцию скважин и закачивают воду в скважины. Израсходовано более 34 859 т стальных труб, футерованных полиэтиленом. Трубопроводы проложены по территории Республик Татарстан, Башкортостан, Удмуртия, Коми, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов, Пермского края, Волгоградской, Оренбургской, Самарской и Саратовской областей. Срок фактической службы трубопроводов увеличен с 1,5-2 лет до 26 лет.

Внедрение в ПАО «Татнефть», ПАО АНК «Башнефть», ПАО «НК «Роснефть» и ПАО «ЛУКОЙЛ» технологии неразъемного муфтового соединения труб, защищенных от внутренней коррозии, позволило сэкономить 207,41 тыс. т стальных труб, предотвратить 24 980 отказов на трубопроводах и получить экономический эффект на сумму более 41 265 млн руб.

При расчетах не учитывалась стоимость ликвидации последствий аварий; выплаты штрафных санкций за загрязнение окружающей среды; стоимость демонтажа старых трубопроводов; стоимость содержания сотрудников и техники, занятых ремонтом и обслуживанием трубопроводов; стоимость проектно-изыскательских работ и т.д.

В расчетах также не учтены трубопроводы, смонтированные на промыслах других нефтяных компаний («Сибнефть», «Газпром нефть», ГРИЦ, «Сургутнефтегаз», «Идельойл» и т.д.).

Также в рамках оценки экономического эффекта от внедрения ТФПЭ, специалисты ООО «ЭПЦ» рассчитали экономию металла от использования этих труб взамен стальных труб различного диаметра. При расчете экономии металла от использования стальных труб 114×9 мм, футерованных полиэтиленом, взамен стальных труб 114×12 мм (табл. 7) выяснилось, что использование ТФПЭ, позволяет увеличить срок службы трубопроводов до 30 лет, а также уменьшить порывность трубопроводов и предотвратить загрязнение окружающей среды.

Таблица 7. Расчет экономии металла от использования стальных труб, футерованных полиэтиленом, 114×9 мм взамен стальных труб 114×12 мм
Таблица 7. Расчет экономии металла от использования стальных труб, футерованных полиэтиленом, 114×9 мм взамен стальных труб 114×12 мм

Для примера рассчитаем возможный экономический эффект от внедрения ТФПЭ в ПАО «ЛУКОЙЛ». Протяженность ВВД в Компании составляет 7,9 тыс. км, что соответствует примерно 424 тыс. т труб общей стоимостью 33,4 млрд руб. При внедрении ТФПЭ, экономия металла составит 3,2 млн т, или более 250 млрд руб. (табл. 8). Следует пояснить, что в этих расчетах не учтены стоимость проведения изысканий и проектирования трубопроводов, строительства трубопроводов, ликвидации последствий аварий, выплаты штрафных санкций за загрязнение окружающей среды, а также стоимость содержания сотрудников и техники, занятых ремонтом и обслуживанием трубопроводов.

Таблица 8. Ожидаемая экономия металла от повышения надежности и долговечности ВВД на промыслах ПАО «ЛУКОЙЛ»
Таблица 8. Ожидаемая экономия металла от повышения надежности и долговечности ВВД на промыслах ПАО «ЛУКОЙЛ»

ПРОБЛЕМЫ ПРИ МОНТАЖЕ И ЭКСПЛУАТАЦИИ

Основные проблемы при монтаже ТФПЭ возникают при нарушении технологии их соединения. Нередки случаи, когда наружная изоляция труб производится огневым способом, что моментально приводит к порывам трубопроводов.

Часто трубопроводы выходят из строя из-за проводимых тепловых обработок. Кроме того, при эксплуатации труб малого диаметра (114 мм) случается их закупоривание парафином и песком. В этом случае при резком открытии задвижки может возникнуть ситуация, когда прилипший парафин тащит за собой полиэтилен, что ведет буквально к выворачиванию трубы наизнанку. Чтобы избежать такого повреждения, следует медленно открывать и закрывать задвижки.

В заключение хотелось бы предостеречь заказчиков от покупки продукции у компаний, которые сами не разрабатывали ту или иную технологию ее изготовления. Такие приобретения влекут за собой большие проблемы при эксплуатации трубопроводов, что неоднократно подтверждалось на практике. Работать следует непосредственно с разработчиками продукции и технологий.

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Вячеслав Михайлович, из-за диффузии газа через стенку внутренней полиэтиленовой трубы труба часто «схлопывается». Как была решена эта проблема в ООО «ИПЦ»?
Вячеслав Айдуганов: Диффузия возникает из-за того, что в межтрубном пространстве, которое образуется из-за футеровального зазора, накапливается газ. Мы решили эту проблему, ликвидировав этот зазор за счет плотной посадки полиэтиленовой трубы на стальную. Газу стало просто негде накапливаться.
Вопрос: Футеровка труб в ООО «ИПЦ» сегодня производится в полевых или цеховых условиях?
В.А.: Мы осуществляем футеровку только в цеховых условиях, что дает нам возможность гарантировать отличное качество продукции.
Вопрос: Есть ли у ООО «ИПЦ» патент на футеровку труб в полевых условиях?
В.А.: Да, такой патент есть.
Вопрос: Есть ли у ООО «ИПЦ» ограничения по объемам производства футерованной трубы в год?
В.А.: Таких ограничений нет, мощностей достаточно. В этой области мы готовы к сотрудничеству со всеми заинтересованными нефтяными компаниями.
Вопрос: ООО «ИПЦ» футерует стандартную по длине трубу?
В.А.: Да, 10 и 12 м, а также по заказу любой длины.
Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Основные проблемы применения стеклопластиковых труб и пути их решения
Применение спиртокислотного состава для восстановления базового дебита жидкости после ТРС
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №10/2017

Инженерная практика

Выпуск №10/2017

Промысловый трубопроводный транспорт
Актуализация нормативно-технической базы трубопроводного транспортаРезультаты испытаний новых марок сталей, защитных покрытий и химреагентовТрубопроводный транспорт высоковязкой нефтиОценка способов защиты стыков сварных соединенийДиагностика и эксплуатация неметаллических трубопроводных системОсобенности углекислотной коррозии и антикоррозионной защиты газопроводов
Ближайшее совещание
Механизированная добыча, Разработка месторождений
ОРЭ — 2017
Производственно-технический семинар-совещание

ОРЭ '2017. Практика применения технологий ОРД и ОРЗ, проектирования и интеллектуализации разработки многопластовых месторождений

19 декабря 2017 г., г. Москва
Обсуждение в кругу руководителей и специалистов в области разработки месторождении и эксплуатации механизированного фонда скважин результатов новых ОПИ и эксплуатации скважинных компоновок для ОРЭ, геофизического оборудования для раздельного учета и методик мониторинга параметров добычи, систем управления для ОРЭ и перспектив развития данного направления.
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис — ноябрь 2017
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

20-24 ноября 2017 г., г. Пермь
ООО «Инженерная практика» проводит набор группы специалистов для прохождения производственно-технического тренинга по программе «Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах». Пятидневный тренинг - курс будет проводиться в г. Перми («АМАКС Премьер-отель») в рамках авторского курса С. Балянова.