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

Опыт применения гибких армированных труб высокого давления для реконструкции и ремонта трубопроводов

Большинство трубопроводов ПАО «Оренбургнефть» для транспортировки нефтеводогазовой смеси изготовлены из стальных труб, и по причине высокой агрессивности перекачиваемой среды и ее высокой биозараженности даже целенаправленное применение ингибиторной защиты зачастую оказывается недостаточно эффективным. Частота отказов велика даже в случае достаточно молодых трубопроводов.

В этой связи специалисты ПАО «Оренбургнефть» совместно с производителем трубной продукции ООО «Псковгеокабель» приступили к промысловым испытаниям трубопровода из гибких армированных труб высокого давления, построенного взамен прежде неоднократно ремонтировавшегося и полностью заменявшегося по причине частых отказов стального трубопровода. В предлагаемой Вашему вниманию статье обсуждаются предпосылки и текущие результаты промысловых испытаний технологии.

01.10.2017 Инженерная практика №07/2017
Кислинский Олег Юрьевич Ведущий инженер отдела инжиниринга и повышения надежности трубопроводов ПАО «Оренбургнефть»
Фатихов Линар Артурович Руководитель сектора контроля за проведением работ повышенной опасности ПАО «Оренбургнефть»
Галиев Наиль Амирович Менеджер отдела управления проектами новых технологий ПАО «Оренбургнефть»
Ардалин Алексей Анатольевич Главный специалист отдела внедрения новых технологий и инжиниринга добычи ООО «СамараНИПИнефть»

Рис. 1. Распределение трубопроводов ПАО «Оренбургнефть» по назначению
Рис. 1. Распределение трубопроводов ПАО «Оренбургнефть» по назначению
Рис. 2. Распределение по причинам отказов трубопроводов ПАО «Оренбургнефть»
Рис. 2. Распределение по причинам отказов трубопроводов ПАО «Оренбургнефть»

Общая протяженность трубопроводов ПАО «Оренбургнефть» составляет более 13 тыс. км, в том числе действующих – более 9 тыс. км. Распределение парка трубопроводов по назначению представлено на рис. 1. Целевой программой повышения надежности трубопроводов предусмотрено ежегодное снижение числа отказов промысловых трубопроводов (ПТП). Путем проведения анализа причин отказов установлено, что основной причиной отказов ПТП ПАО «Оренбургнефть» служит коррозия. При этом характерно, что на коррозию внутренней стенки трубы приходится 61% отказов, внешней – 28% (рис. 2).

В качестве основного способа борьбы с коррозией ПТП в ПАО «Оренбургнефть» применяется ингибиторная защита трубопроводов. Однако данный метод не всегда оказывается эффективным. В частности, остается актуальной проблема повышенной аварийности трубопроводов Пономаревского актива по причине внутренней коррозии.

Рис. 3. Возрастное распределение парка и отказов трубопроводов ПАО «Оренбургнефть»
Рис. 3. Возрастное распределение парка и отказов трубопроводов ПАО «Оренбургнефть»
Рис. 4. Коррозионные повреждения трубопроводов ПАО «Оренбургнефть»
Рис. 4. Коррозионные повреждения трубопроводов ПАО «Оренбургнефть»

Преобладающее количество отказов (52%) на трубопроводах Пономаревского актива происходит на участках со сроком службы 5-10 лет. Также данный актив характеризуется достаточно большой долей ранней аварийности – 19% всех порывов происходят на трубопроводах со сроком службы до пяти лет (рис. 3). В результате проводимого коррозионного мониторинга определено, что содержание агрессивных компонентов в продукции, транспортируемой по трубопроводам Пономаревского актива, сопоставимо с аналогичными показателями по другим активам Общества, где аварийность на порядок ниже. Характерные коррозионные повреждения приведены на рис. 4.

В результате отказов ПАО «Оренбургнефть» ежегодно несет затраты, связанные с ремонтом или заменой трубопроводов, а также с потерями нефти из-за простоев во время проведения ремонтов. Нельзя недооценивать также и экологический аспект, поскольку в результате порывов происходит разлив перекачиваемого флюида и загрязнение почвенного покрова.

С целью решения данных проблем было предложено провести опытно-промысловые испытания (ОПИ) гибких армированных труб высокого давления производства ООО «Псковгеокабель» для реконструкции и ремонта трубопроводов. Рассмотрим их конструкцию и преимущества.

Таблица 1. Характеристики армированных трубопроводов производства ООО «Псковгеокабель»
Таблица 1. Характеристики армированных трубопроводов производства ООО «Псковгеокабель»
Рис. 5. Конструкция высоконапорных трубных систем
Рис. 5. Конструкция высоконапорных трубных систем

АРМИРОВАННЫЕ ТРУБЫ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ

Основные характеристики армированных труб приведены в таблице 1. Конструкция гибких армированных трубопроводов включает в себя внутренний гидроканал, изготавливаемый из полиэтилена низкого давления, упрочненного навивкой на него металлических лент из холоднокатаной стали, поверх которой производится обмотка полиэстеровыми лентами. Наружный защитный слой формируется из полиэтилена низкого давления (рис. 5). В случае необходимости трубопровод может быть оснащен греющими элементами, расположенными между наружной и внутренней оболочками.

Рис. 6. Установка фитингов в «полевых» условиях с помощью гидравлического пресса
Рис. 6. Установка фитингов в «полевых» условиях с помощью гидравлического пресса

Для соединения высоконапорных трубных систем используются концевые элементы (фитинги). Концевые элементы изготавливаются из сталей марок 13ХФА и 12Х18Н10Т и устанавливаются как в заводских, так и в полевых условиях. В полевых условиях установка производится с помощью гидравлического пресса (рис. 6). Очистка данных труб выполняется скребками из пеноуретана. Скребки используются для удаления с внутренней поверхности труб асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) и не повреждают внутреннюю гладкую поверхность, свободно проходя через места соединений.

ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ

В качестве объекта для проведения ОПИ армированных труб была выбрана выкидная линия скважины Самодуровского месторождения. Продукция скважины перекачивается по трубопроводу со средним дебитом жидкости 100 м3/сут, нефти – 13 т/сут и средней обводненностью 90%, тогда как давление в линии не превышает 10 атм.

При этом перекачиваемая среда характеризуется повышенной коррозионной активностью, содержит углекислый газ, сероводород, хлориды и другие коррозионно-активные компоненты (табл. 2).

Таблица 2. Характеристики и состав перекачиваемой среды
Таблица 2. Характеристики и состав перекачиваемой среды

Длина участка от устья скважины до автоматизированной групповой замерной установки (АГЗУ) составляет около 1 км. Трубопровод диаметром 89 мм с толщиной стенки 6 мм был построен в 2005 году из труб, изготовленных из стали марки Ст20. В связи с частыми отказами труб в 2010 году была проведена полная замена старого трубопровода на трубопровод с аналогичными характеристиками.

Рис. 7. Аварийность выкидной линии за период 2013-2016 гг.
Рис. 7. Аварийность выкидной линии за период 2013-2016 гг.

Еще одну полную замену трубопровода провели в 2015 году, на этот раз с использованием труб из стали марки 13ХФА. Однако ситуация не изменилась – на вновь смонтированном трубопроводе в 2015-2016 годах были зафиксированы 19 отказов (рис. 7).

Проведенные лабораторные исследования выявили наличие сульфидов железа на внутренней поверхности образца трубы, что косвенно свидетельствует о протекании сульфидной коррозии вследствие присутствия растворенного сероводорода в транспортируемой продукции. Результаты микробиологических исследований продуктов коррозии показали наличие в большом количестве и с достаточно высоким индексом активности трех групп коррозионно-опасных нефтяных бактерий: тионовых (сероокисляющих) бактерий (ТБ); железоокисляющих бактерий (ЖБ) и сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ). Данный фактор ускорял рост коррозионных язв.

Подготовительные работы к монтажу нового трубопровода были начаты в августе 2016 года.

Рис. 8. Фотографии с места проведения ОПИ
Рис. 8. Фотографии с места проведения ОПИ

Гибкий армированный трубопровод высокого давления с внутренним диаметром 100 мм общей длинной 975 м (три отрезка по 325 м каждый) был смонтирован и запущен в эксплуатацию 6 сентября 2016 года. При этом время, затраченное на монтаж трубопровода, без учета подготовки траншеи составило около пяти часов, тогда как соединений у трубопровода всего два. С целью контроля состояния испытываемого трубопровода в районе АГЗУ была смонтирована байпасная линия, на которой установлен контрольный образец ВТС длинной 2 м (рис. 8).

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На момент подготовки настоящей статьи ОПИ еще не завершены, и говорить об эффективности пока рано. Тем не менее не было зафиксировано ни одного отказа испытываемого трубопровода. В процессе ОПИ ежемесячно производится диагностическое обследование установленного образца.

Вместе с тем, уже сейчас можно с уверенностью назвать несколько преимуществ применения гибких армированных трубопроводов высокого давления по сравнению со стальными трубопроводами. Во-первых, это меньшая ширина траншеи. Во-вторых, это возможность прокладки до 2900 м трубопровода единым участком, что минимизирует количество соединений. И, наконец, третье важное преимущество состоит в сокращении сроков монтажа трубопровода.

В случае успешного завершения испытаний, предполагается, что дальнейшее применение на объектах ПАО «Оренбургнефть» гибких армированных трубопроводов высокого давления вместо стальных позволит сократить расходы Общества на строительство и эксплуатацию ПТП в четыре раза.

ЛИТЕРАТУРА

  1. Проектная работа «Применение гибких армированных труб высокого давления для реконструкции и ремонта трубопроводов» // Тр. X кустовой научно-технической конференции молодых специалистов ПАО «НК «Роснефть», 2017 год.
  2. Программа проведения ОПИ ВТС на Самодуровском месторождении ПАО «Оренбургнефть», 2016 год.
Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Установки одновременно-раздельной добычи для скважин малого диаметра
Испытания модернизированных втулок для внутренней защиты сварного соединения трубопроводов
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

Мероприятие перенесено на 16-18 апреля 2018 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.
Общая информация Планируется
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис — февраль 2018
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

12 – 16 февраля 2018 г, г. Пермь
ООО «Инженерная практика» от имени журнала «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 (отель «Урал») в рамках авторского курса С. Балянова.