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

Снижение удельной аварийности трубопроводов системы ППД ТПП «Лангепаснефтегаз»

С целью снижения аварийности водоводов высокого давления (ВВД) на месторождениях ТПП «Лангепаснефтегаз» проведена реконструкция системы ППД, внедрена ингибиторная защита, для снижения уровня микробиологической зараженности регулярно проводятся бактерицидные обработки емкостного оборудования объектов ТПП «Лангепаснефтегаз».

Результатом проведенных мероприятий стало снижение количества некатегорийных отказов ВВД: удельная аварийность за 2013-2015 годы снизилась с 0,62 до 0,13 шт./км.

28.12.2016 Инженерная практика №09/2016
Рудольф Алексей Александрович Руководитель группы защиты от коррозии Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени
Великжанина Надежда Васильевна Ведущий специалист группы защиты от коррозии Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени
Григорьева Елена Николаевна Ведущий специалист группы защиты от коррозии филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени

Основная причина нарушения целостности промысловых трубопроводов, и в частности высоконапорных водоводов, заключается в их коррозионном износе вследствие агрессивного воздействия транспортируемых сред. Один из эффективных методов антикоррозионной защиты трубопроводов заключается в использовании ингибиторов коррозии и бактерицидов.

Эффективность антикоррозионных мероприятий в ТПП «Лангепаснефтегаз» оценивается путем отслеживания динамики скорости коррозии на ингибируемых направлениях гравиметрическим методом и по показаниям системы Microcor (ER). Кроме того, проводится оценка эффективности ингибиторной защиты по косвенным показателям – динамике агрессивных компонентов и содержания ионов железа в транспортируемых средах.

Окончательный вывод об эффективности проводимых антикоррозионных мероприятий делается на основании данных о фактической аварийности защищаемого оборудования в течение одного года.

ДИНАМИКА АВАРИЙНОСТИ ВВД

Защита ВВД системы ППД БКНС №1 ТПП «Лангепаснефтегаз» проводится посредством закачки ингибитора коррозии ЕС 1447WR1 с постоянной дозировкой 20-25 г/т с ноября 2013 года. Подача воды от БКНС №1 до блока гребенки (БГ) кустовых площадок месторождения осуществляется по четырем направлениям, общая протяженность ингибируемых трубопроводов составляет 97,4 км.

Рис. 1. Удельная аварийность ВВД системы ППД БКНС №1 и БКНС №2
Рис. 1. Удельная аварийность ВВД системы ППД БКНС №1 и БКНС №2

В 2013-2015 годах в результате ингибирования высоконапорных водоводов системы ППД БКНС №1 достигнуто снижение удельной аварийности с 0,62 до 0,13 шт./км (табл. 1). Для сравнения: аварийность ВВД системы ППД БКНС №2, не обрабатывавшихся ингибитором, в 2015 году составила 0,49 шт./км (рис. 1).

Таблица 1. Удельная аварийность ВВД по направлениям закачки БКНС №1
Таблица 1. Удельная аварийность ВВД по направлениям закачки БКНС №1

Самое большое число некатегорийных отказов зарегистрировано по направлению БКНС-№1 на трубопроводах, находящихся в эксплуатации менее пяти лет, – 62 отказа на девяти участках. Наибольшая часть этих отказов приходится на направление №4 – 56 отказов на семи участках (табл. 2).

Таблица 2. Отказы ВВД по направлениям закачки БКНС №1 и по срокам службы трубопроводов
Таблица 2. Отказы ВВД по направлениям закачки БКНС №1 и по срокам службы трубопроводов

Анализ удельной аварийности ВВД БКНС №1 по году ввода в эксплуатацию показывает, что в 2015 году произошло заметное снижение числа некатегорийных отказов относительно показателей 2013-2014 годов (табл. 3). Самое высокое значение удельной аварийности – 18,75 шт./км, было зафиксировано в 2013 году на трубопроводе, введенном в эксплуатацию в 2009 году, то есть находившемся в эксплуатации менее семи лет. В 2015 году самый высокий показатель удельной аварийности составлял 1,1 шт./км, и был зафиксирован на трубопроводе, введенном в эксплуатацию в 2004 году.

Таблица 3. Удельная аварийность ВВД БКНС №1 по году ввода в эксплуатацию
Таблица 3. Удельная аварийность ВВД БКНС №1 по году ввода в эксплуатацию
Рис. 2. Реконструкция трубопроводов по направлениям ингибирования БКНС №1 и БКНС №2
Рис. 2. Реконструкция трубопроводов по направлениям ингибирования БКНС №1 и БКНС №2

Положительной динамики удельной аварийности трубопроводов удалось добиться благодаря проведению реконструкции участков ВВД с высокой аварийностью. Наибольший объем работ по реконструкции трубопроводов по направлениям закачки БКНС №2 был проведен с 2014 по 2016 годы, тогда как основные работы по реконструкции трубопроводов БКНС №1 были закончены до 2014 года (рис. 2).

ХИМИЧЕСКИЙ СОСТАВ ПЛАСТОВЫХ ВОД

По направлению проведения ингибиторной защиты проводится анализ физико-химических свойств транспортируемой воды, уровня содержания растворенных газов.

Таблица 4. Физико-химические свойства пластовой воды
Таблица 4. Физико-химические свойства пластовой воды

Согласно данным шестикомпонентного анализа, транспортируемые воды представляют собой слабощелочные или нейтральные растворы со средним значением pH=7. В их составе присутствуют хлориды, гидрокарбонаты кальция, магния, натрия и небольшое количество сульфатов (табл. 4).

По классификации В.А. Сулина данные воды относятся к хлоркальциевому типу. Их минерализация превышает 21 тыс. мг/дм3, что определяет повышенную коррозионную активность среды и обуславливает высокую скорость коррозии трубопроводов.

ИЗМЕНЕНИЕ СОДЕРЖАНИЯ АГРЕССИВНЫХ КОМПОНЕНТОВ В ПОДТОВАРНОЙ ВОДЕ

Косвенно судить о протекании коррозионных процессов в ВВД позволяет динамика содержания агрессивных компонентов, а также ионов железа, углекислого газа и сероводорода в подтоварной воде без ингибирования и при ингибировании (рис. 3-5).

Рис. 3. Изменение содержания ионов железа в подтоварной воде, мг/дм3
Рис. 3. Изменение содержания ионов железа в подтоварной воде, мг/дм3
Рис. 4. Изменение содержания диоксида углерода в подтоварной воде, мг/дм3
Рис. 4. Изменение содержания диоксида углерода в подтоварной воде, мг/дм3
Рис. 5. Изменение содержания сероводорода в подтоварной воде, мг/дм3
Рис. 5. Изменение содержания сероводорода в подтоварной воде, мг/дм3

При проведении ингибирования содержание сероводорода постепенно снижается, что свидетельствует о проявлении бактерицидных свойств ингибитора коррозии, что подтверждается микробиологическими посевами. Так, содержание активных сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ) на входе в БКНС №1 до начала ингибирования составляет 1012 кл./мл., в период ингибирования снижается до 106 кл./мл. В пределах концевого участка скважин содержание СВБ снижается до 104 кл./мл.

Содержание механических примесей в закачиваемой воде составляет в среднем 9 мг/дм3, а на концевых участках скважин доходит до 26 мг/дм3.

РЕЗУЛЬТАТЫ КОРРОЗИОННОГО МОНИТОРИНГА

Для оценки эффективности ингибирования выбраны следующие критерии:

  • по данным гравиметрических замеров скорость коррозии снижается до уровня не более 0,1 мм/год;
  • достижение эффективности не ниже 80%;
  • снижение количества некатегорийных отказов.

Анализ данных, полученных при проведении коррозионного мониторинга после начала ингибирования ВВД, показывает, что скорость коррозии снизилась до 0,05-0,13 мм/год (рис. 6), эффективность ингибирования составила до 83-94%.

Рис. 6. Скорость коррозии в системе ВВД БКНС №1 при ингибировании ЕС1447WR1
Рис. 6. Скорость коррозии в системе ВВД БКНС №1 при ингибировании ЕС1447WR1
Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Алексей Александрович, уточните, пожалуйста, производителя и способ подачи ингибитора ЕС 1447WR1.
Алексей Рудольф: Данный ингибитор производится ООО «Когалымский завод химреагентов» и подается до входа на прием насоса методом постоянного дозирования.
Вопрос: Хотелось бы уточнить, в какие периоды наблюдаются пиковые значения содержания ионов железа в подтоварной воде (рис. 3)?
А.Р.: Они соответствуют периодам, когда ингибиторная защита приостанавливалась. После возобновления подачи реагента показатель вновь снижается с пиковых значений.
Вопрос: Вы отметили, что в 2013-2016 годах для борьбы с СВБ проводились разовые бактерицидные обработки. Этого оказалось достаточно, чтобы решить проблему СВБ?
А.Р.: Конечно, нет. Мы прекрасно понимаем, что разовыми обработками можно снизить содержание СВБ, зараженность пластовой воды и всей системы ППД лишь на некоторое время. Чтобы добиться постоянного эффекта, нужно выявить цикл восстановления форм активных СВБ, и в соответствии с ним систематически проводить бактерицидные обработки.
Вопрос: Почему вы используете отдельно ингибитор коррозии и реагент для борьбы с СВБ, когда можно подобрать реагент, решающий обе проблемы?
А.Р.: Реагент ЕC 1447 WR1 обладает бактерицидными свойствами, зафиксировано снижение планктонных форм по нагнетательному фонду на 30%.
Вопрос: Рассматриваете ли вы возможность применения ингибиторов других производителей, кроме ООО «Когалымский завод химреагентов»?
А.Р.: Да, на этапах проведения и подбора ингибиторов мы исследуем линейку других заводов-производителей химреагентов.
Вопрос: Как рассчитывался экономический эффект от проведения ингибиторной защиты?
А.Р.: При расчете экономического эффекта мы закладывали определенные «сценарные условия» – процент замены трубопровода без применения и с применением ингибиторной защиты, а также стоимость ингибитора на определенный период.
Вопрос: Вы отметили, что в 2013-2015 годах производилась замена трубопроводов. Какие именно трубы использовались в качестве замены?
А.Р.: В качестве замены использовались обычные стальные трубы.
Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Современные методы контроля коррозии на объектах ПАО «Газпром нефть»
Результаты ОПИ труб из сталей повышенной эксплуатационной надежности на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №05/2017

Инженерная практика

Выпуск №05/2017

Повышение энергоэффективности добычи нефти.Одновременно-раздельная эксплуатация
Организационные мероприятияИспытания СУ ЧРП УЭЦН с обводным контактором (байпасом) для прямого пускаВентильные двигатели повышенного напряженияКомпоновки для ОРЭ (ОРД, ОРДиЗ, ОРЗ, ВСП)Компоновки с резервной УЭЦН«Виртуальный расходомер» для систем ОРЭСтупени ЭЦН двухопорной конструкцииВыявление высокопродуктивных объектов
Ближайшее совещание
Капитальный ремонт скважин, Разработка месторождений
ОВП — 2017
Производственно-технический семинар-совещание

Ограничение водопритока ‘2017

27-28 июня 2017 г., г. г. Москва, МВЦ «Крокус Эскпо», Павильон 3, конференц–зал 2
Обмен опытом и анализ эффективности методов и технологий предотвращения и снижения обводнения продукции скважин на всех этапах разработки месторождения — начиная с проектирования системы разработки месторождений с учетом геологических условий и обеспечения качественного цементирования строящихся скважин и заканчивая технологиями РИР.
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис — июнь 2017
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

26 - 30 июня 2017 г., г. Москва
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. Москве в рамках авторского курса С. Балянова.