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

Организация работ по повышению эксплуатационной надежности подземных трубопроводов в ОАО «Белкамнефть»

На данный момент трубопроводный парк компании «Белкамнефть» характеризуется высокой степенью износа — большинство трубопроводов были построены еще в советские времена или в начале 90-х годов прошлого века. При этом большая часть труб, изготовленная из стали Ст. 20, прокладывалась в высокоагрессивных глинистых грунтах с низким значением омического сопротивления, что также обуславливало высокую скорость наружной коррозии.

Для защиты трубопроводов, снижения скорости внутренней и наружной коррозии в компании используются ингибиторная обработка и метод электрохимической защиты, а для обнаружения потенциально опасных участков труб применяется высокоточная современная диагностическая аппаратура. Также усилен контроль работы подрядных организаций, занимающихся строительством и изоляцией новых трубопроводов. В совокупности все эти меры позволили повысить надежность трубопроводных систем компании и снизить количество инцидентов, связанных с их разрушением.

02.05.2012 Инженерная практика №05/2012
Болычев Виктор Сергеевич Начальник цеха техники и технологии добычи нефти Управления научно-исследовательских и производственных работ ОАО «Белкамнефть», к.х.н.
Соклаков Александр Петрович Генеральный директор ООО «ЦБПО»

Рис. 1. Протяженность трубопроводов НГДУ-1 по состоянию на январь 2012 г., км
Рис. 1. Протяженность трубопроводов НГДУ-1 по состоянию на январь 2012 г., км

Суммарная протяженность трубопроводов ОАО «Белкамнефть» (НГДУ-1 и НГДУ-2) превышает сегодня 1,5 тыс. км (рис. 1–3). Для их защиты применяются ингибирование добываемой и закачиваемой в пласт жидкости, выполняемое при помощи стандартных БР и УДЭ, а также метод электрохимической защиты.

Рис. 2. Возрастной состав нефтесборных трубопроводов НГДУ-1 ОАО «Белкамнефть» по состоянию на январь 2012 г.
Рис. 2. Возрастной состав нефтесборных трубопроводов НГДУ-1 ОАО «Белкамнефть» по состоянию на январь 2012 г.

Анализ статистических данных по порывам в НГДУ2 показал, что до 70% порывов происходило по сварным швам, качество сварки которых не соответствовало строительным нормам, определяемым строительным стандартом ВСН-012. Пользуясь отсутствием достаточного контроля со стороны заказчика, подрядные организации при строительстве трубопроводов не обеспечивали необходимого качества сварочных работ и изоляционной защиты стыков, что резко снижало эффективность применения метода электрохимзащиты.

Рис. 3. Протяженность трубопроводов НГДУ-2 по состоянию на январь 2012 г.
Рис. 3. Протяженность трубопроводов НГДУ-2 по состоянию на январь 2012 г.

В связи с этим шесть лет назад был установлен новый порядок приемки работ, выполненных подрядчиками, предусматривающий в том числе контроль качества изоляции стыковых соединений труб. Без положительного заключения, выдаваемого по итогам контроля изоляции, подписи заказчика в актах скрытых работ оплата выполненных подрядчиком работ не производится.

Как показала практика, внедрение такого подхода оказалось правильным шагом на пути повышения эффективности метода электрохимзащиты трубопроводов (рис. 4). Только по трубопроводу «УПН Забегалово–УПН Гремиха» протяженностью 12 км значение защитного тока на один метр длины трубы составило 7 мкА, а на всю трубу — около 8 А. В итоге качественно выполненные изоляционные работы позволили полностью защитить данный трубопровод от наружной коррозии.

При анализе значений защитных потенциалов мы обратили внимание еще на один нюанс. Даже несмотря на качественную изоляцию труб, величина защитного потенциала электрохимической защиты в ряде случаев оказывалась ниже минимальных значений, определяемых ГОСТом. Как выяснилось, это было связано с плохой изоляцией дренажных аварийных емкостей. В итоге был сделан вывод о необходимости качественной изоляции не только самих труб, но и другого подземного оборудования, которое входит в состав трубопроводной системы.

Сегодня специалисты ЦТТДН контролируют весь процесс строительства трубопроводов. В 2010 году, к примеру, по результатам ультразвукового контроля сварных швов было остановлено строительство высоконапорного водопровода на Центральном месторождении (забраковано пять из двенадцати проконтролированных швов).

Рис. 4. Потенциал электрохимзащиты «труба-земля» по трубопроводам ОАО «Белкамнефть»
Рис. 4. Потенциал электрохимзащиты «труба-земля» по трубопроводам ОАО «Белкамнефть»

Стоит отметить, что качество выполнения сварочных работ определяется не только квалификацией сварщиков, но и качеством сварочных электродов. До 2010 года наши подрядчики в основном использовали электроды низкого качества УОНИ-1355 производства Лосиноостровского электродного завода. В прошлом году службой главного механика был разработан новый регламент, и сейчас используются только электроды УОНИ-1355 фирмы ЭСАБ-СВЭЛ (г. Санкт-Петербург) и АК-5370 (Швеция).

Эффективность катодной защиты также зависит от состояния анодных заземлителей. Мы встретились с интересным явлением, когда трубопровод под действием поляризации катодной станции становился биполярным, т.е. один участок находился под катодной защитой, а второй играл роль анодного заземлителя и растворялся. На одном из нефтесборных трубопроводов Николаевского месторождения, находившемся под электрохимической защитой, было зафиксировано несколько порывов. При этом порывы происходили с «завидной» частотой — примерно каждые полтора месяца. Причиной инцидентов, как выяснилось впоследствии, был полный износ анодных заземлителей, снижавших вольт-амперные характеристики работы станции катодной защиты (рис. 5).

Рис. 5. Наружная коррозия трубопровода, вызванная износом анодных заземлителей
Рис. 5. Наружная коррозия трубопровода, вызванная износом анодных заземлителей
Рис. 6. Сварка горизонтальных заземлителей
Рис. 6. Сварка горизонтальных заземлителей

Учитывая высокую стоимость содержания системы электрохимзащиты, для устранения аварий была организована сварка и установка горизонтальных заземлителей из выбракованных труб НКТ. Это позволило снизить финансовые потери компании, связанные с ремонтом анодных заземлителей, а также получить соответствующее ГОСТу значение сопротивления току растекания заземлителя, равное 2,5 Ом. В 2011 году в НГДУ-2 мы установили девять таких анодных заземлителей (рис. 6, 7).

Рис. 7. Установка горизонтальных заземлителей
Рис. 7. Установка горизонтальных заземлителей

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ДИАГНОСТИЧЕСКОЙ АППАРАТУРЫ

Сейчас все работы по диагностике состояния наружной изоляции подземных трубопроводов, толщинометрии, ультразвуковой дефектоскопии сварных швов выполняются лабораторией неразрушающего контроля и коррозионного мониторинга, входящей в состав ЦТТДН. При этом специалисты лаборатории применяют как контактные, так и бесконтактные методы исследований. Последние выполняются при помощи отечественного прибора УКИ-1М и Radiodetection (Англия), которые позволяют определить состояние наружной изоляции, а также прибора ИКН-3 (производитель — ООО «Энергодиагностика», г. Москва), позволяющего не только оценить состояние наружной изоляции подземных трубопроводов, но и выявить наиболее опасные, с точки зрения коррозионных и механических повреждений, участки трубы.

Рис. 8. Определение местоположения подземного трубопровода с помощью трассоискателя Radiodetection
Рис. 8. Определение местоположения подземного трубопровода с помощью трассоискателя Radiodetection
Рис. 9. Поиск мест концентрации напряжения с помощью прибора ИКН-3
Рис. 9. Поиск мест концентрации напряжения с помощью прибора ИКН-3
Рис. 10. Магнитограмма нефтесборного трубопровода Забегаловского месторождения
Рис. 10. Магнитограмма нефтесборного трубопровода Забегаловского месторождения

Сначала с помощью трассоискателя Radiodetection определяется местоположение оси трубопровода (рис. 8). После этого второй оператор, следуя по этой оси, замеряет концентрацию напряжений прибором ИКН-3 (рис. 9). Устройство записывает магнитограмму, которая потом расшифровывается в лаборатории. По результатам одной из расшифровок на Забегаловском месторождении был обнаружен участок протяженностью около 50 м, на котором остаточная толщинастенок не превышала 1,5 мм при начальной толщине 4 мм (рис. 10). Еще были обнаружены многочисленные вмятины и другие механические повреждения, появившиеся, судя по всему, в результате неосторожного использования тяжелой строительной техники (следы от тракторных гусениц).

Таким образом, сегодня применение различных диагностических приборов позволяет нам с точностью диагностировать места потенциальных порывов и предупреждать возникновение аварий на них.

БОРЬБА С ВНУТРЕННЕЙ КОРРОЗИЕЙ

Как известно, скорость внутренней коррозии определяется в основном содержанием сероводорода, который в различных количествах присутствует во всех жидкостях — как в системе нефтесбора, так и в системе ППД. В частности, сероводород в достаточно высокой концентрации содержится в пластовой жидкости окско-серпуховского горизонта, используемой для ППД.

Рис. 11. Внутренняя коррозия водовода системы ППД, связанная с изменением режима течения с ламинарного на турбулентный (установка счетчика КР-2-65)
Рис. 11. Внутренняя коррозия водовода системы ППД, связанная с изменением режима течения с ламинарного на турбулентный (установка счетчика КР-2-65)

Вторым важным фактором, определяющим скорость внутренний коррозии, является содержание кислорода, который появляется при недостаточном давлении жидкости на входе насосных станций. Штуцирование трубопровода могут оказать и приборы КИПиА. На низконапорном водоводе диаметром 114 мм, ведущим до насосной станции системы ППД Забегаловского месторождения, датчик КР-2–65, установленный на фланцевом соединении, изменял режим течения жидкости с ламинарного на турбулентный, что привело к резкому увеличению скорости локальной коррозии до 10–30 мм/год (рис. 11). Опасность появления кислорода в трубопроводе состоит в том, что меняется характер коррозионного поражения — коррозия из равномерной становится локальной. Кроме этого, резко снижается эффективность ингибиторной защиты (рис. 12).

Рис. 12. Зависимость скорости коррозии от попадания кислорода в сточную воду
Рис. 12. Зависимость скорости коррозии от попадания кислорода в сточную воду

В нашей компании применяются различные ингибиторы коррозии: в НГДУ-1 в системе ППД «КорМастер-1045», в системе нефтесбора — Сонкор-9601, в НГДУ-2 — ингибитор коррозии-бактерицид СНПХ-1004, который обеспечивает не только защиту от коррозии, но и поддержание низкого количества СВБ. В низконапорном водоводе Черновского месторождения НГДУ-2 при относительно низкой скорости коррозии (0,07 мм/год) начались массовые порывы — до 2–3 в день. Эти порывы были вызваны жизнедеятельностью СВБ. Питательной средой для развития СВБ были хозбытовые стоки УПН. Для предупреждения коррозии трубопроводов и дальнейшего заражения пластов было увеличено количество вывозимых хозбытовых стоков на фекальные поля с 25–35 до 250 м3, а дренажную емкость стали обрабатывать раз в неделю ударными дозами ингибитора коррозии — бактерицида СНПХ-1004.

Положительное влияние на подавление деятельности СВБ могут оказать технологические приемы, например дозирование методом «пробок». На Арланском месторождении длительное время используется бактерицид «Дарсан-Б», и эффективность его была достаточно низкой. Не меняя общего количества используемого реагента, мы увеличили его концентрацию в десять раз, что позволило снизить зараженность СВБ с 107 до 103 кл./мл без увеличения средств на закупку бактерицида.

Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Комплексная система контроля и антикоррозионной защиты внутрипромысловых трубопроводов в ЗАО «Ванкорнефть»
Комплексные подходы к обеспечению безопасности промысловых трубопроводов ОАО АНК «Башнефть»
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №01/2021

Инженерная практика

Выпуск №01/2021

Поддержание пластового давления. Повышение нефтеотдачи. промысловые трубопроводы. Подготовка нефти
Матрица применения потокоотклоняющих технологий на карбонатных коллекторахПовышение экономической и технологической эффективности системы поддержания пластового давленияБорьба с гипсовыми отложениями на внутренней поверхности водоводов высокого давления и другого оборудованияОчистка подтоварной воды от нефтепродуктов и твердых взвешенных частицУвеличение нефтеотдачи с применением закачки в пласт дымового газа и комбинации пара и диоксида углеродаБетонные покрытия для промысловых трубопроводов с теплогидроизоляцией и морских трубопроводов
Ближайшее совещание
Механизированная добыча, Поддержание пластового давления
ДОБЫЧА ‘2021.
Ежегодная научно-практическая отраслевая конференция

ДОБЫЧА’ 2021: Повышение эффективности эксплуатации механизированного фонда скважин, ППД.

Новые даты: 27-29 апреля 2021 г., г. Москва
27-29 апреля 2021 года ООО «Инженерная практика» проводит IV Ежегодную производственно-техническую конференцию «ДОБЫЧА 2021: Повышение эффективности эксплуатации механизированного фонда скважин, ППД». Ежегодное совещание носит рабочий характер и направлено на обсуждение применения лучших практик в области актуальных вопросах механизированной добычи нефти. К участию приглашаются Эксперты вертикально-интегрированных компаний, научных центров, поставщиков технологических решений, производителей оборудования и нефтепромысловой химии. Форма участия: очная/заочная (по запросу).