Трубопроводные системы ТПП «Когалымнефтегаз» включают в себя нефтесборные трубопроводы, трубопроводы систем ППД, напорные нефтепроводы и газопроводы общей длиной почти 5500 км (рис. 1). В последние годы происходит планомерная замена старых трубопроводов: постепенно увеличивается доля труб со сроком эксплуатации менее пяти лет и уменьшается доля труб со сроком эксплуатации 10 лет и более. Вместе с тем относительная протяженность старых трубопроводов остается достаточно высокой.

ХАРАКТЕРИСТИКА КОРРОЗИОННОЙ СРЕДЫ

Для пластовых вод основных месторождений ТПП характерно высокое содержание ионов хлора. В среднем по месторождениям этот показатель достигает 17000 мг/л, а по отдельным пластам — до 20000 мг/л и более, что важно учитывать при проектировании скважин с ОРЭ пластов (табл. 1, 2).

При этом надо иметь в виду, что хлорид-ионы далеко не всегда выступают основным фактором, вызывающим локальную коррозию. Во многих случаях высокие риски возникновения коррозии связаны с присутствием ионов кальция и гидрокарбонат-ионов, прежде всего при нестабильности минеральной среды и наличии солеотложения. Так, наибольшее содержание ионов кальция характерно для ВатьЕганского месторождения, где наблюдается самая неблагоприятная коррозионная ситуация.

Для анализа коррозии трубопроводов ППД важен такой показатель, как содержание кислорода: чем оно больше, тем при прочих равных условиях выше скорость коррозии. Наибольшим содержанием О2 характеризуются системы ППД Северо-Кочевского и Кочевского месторождений (табл. 3). При этом необходимо учитывать достоверность замеренных показателей.

СТРУКТУРА И ПРИЧИНЫ ОТКАЗОВ

За 2005–2009 годы структура отказов по типам трубопроводов претерпела трансформацию (рис. 2). Если в начале этого периода преобладали отказы на нефтепроводах, то к его концу соотношение изменилось в сторону водоводов. Кроме того, увеличилось число отказов на газопроводах — трубах с наиболее длительным сроком эксплуатации.

В 2007 году более половины отказов нефтепроводов ТПП приходились на Ватьеганское месторождение, к 2009 году его доля сократилась до трети. Одновременно произошло повышение удельного веса отказов на нефтепроводах Тевлинско-Русскинского, Повховского и Южно-Янгунского месторождений (рис. 3). На нефтесборные трубопроводы в 2009 году приходилось 94,5% отказов, на напорные — 4%, на внутриплощадочные — 1,5%.

Большая часть отказов водоводов также приходится на Ватьеганское месторождение, но в течение 2007–2009 годов его доля снизилась с 75 до 63% (рис. 4). Вместе с тем существенный рост отказов водоводов на Тевлинско-Русскинском месторождении свидетельствует о необходимости принятия соответствующих мер. На высоконапорные водоводы в 2009 году приходилось 87,5% отказов, на внутриплощадочные — 9,9%, на низконапорные — 2,6%.

Главной причиной отказов нефтепроводов на протяжении изучаемого периода было возникновение свищей, причем с 2007 года доля отказов по этой причине существенно выросла с 82,2% до более чем 95% (рис. 5). Доля отказов из-за образования трещин, напротив, снизилась. Что касается водоводов, то около 60% их отказов связаны с возникновением свищей, 40% — трещин (рис. 6).

Надо отметить, что трещины возникают главным образом в стальных трубах, причем не только в старых, но и в тех, которые эксплуатируются менее пяти лет. Вероятнее всего, образование трещин связано с ручейковой коррозией и усталостью материала, однако этот вопрос требует дополнительного изучения.

РЕЗУЛЬТАТЫ КОРРОЗИОННОГО МОНИТОРИНГА

Согласно результатам коррозионного мониторинга, наибольшее количество коррозионно-опасных участков нефтепроводов и водоводов пришлось на Ватьеганское месторождение (табл. 4, 5).

На Ватьеганском месторождении провели 43 замера для оценки коррозии в 30 точках. По 17 замерам за 2007–2009 годы отмечен средний уровень коррозии, по пяти — повышенный, по двум — высокий, по остальным — низкий. Максимальная скорость коррозии — 3,448 мм/год — приходится на нефтепровод «т.п. 35 — т.п. 36» по ЦДНГ-3. Также высокий уровень коррозии отмечен по нефтепроводу «т.вр. 22 — т.вр. 21» ЦДНГ-6 — 1,263 мм/год.

На Повховском месторождении произведено 25 замеров в 18 точках. По восьми замерам отмечен средний уровень коррозии, по одному — повышенный, по остальным низкий. Максимальное значение — 0,0622 мм/год — отмечено по нефтепроводу «т.вр. 84 — т.вр. 30» ЦДНГ-4, замеры выполнялись в 2009 году.

На Дружном месторождении было сделано 25 замеров в 11 точках. По шести из них отмечен средний уровень коррозии, по остальным — низкий. Максимальное значение было отмечено в 2007 году — 0,0245 мм/год — на нефтепроводе «к. 34 — т.п. 5 — т.п. 13» ЦДНГ-3.

На Тевлинско-Русскинском месторождении выполнили 46 замеров в 22 точках. По 12 замерам отмечен средний уровень коррозии, по остальным низкий. Максимальное значение — 0,0461 мм/год — пришлось на нефтепровод «т.вр. 4 — ДНС-7» по ЦДНГ-7.

На Южно-Ягунском месторождении произвели 31 замер в 18 точках. В основном (23 замера) отмечалась низкая скорость коррозии, по 6 замерам этот показатель был средним, повышенный и высокий уровни коррозии отмечены единожды. Максимальное значение — 2,412 мм/год — приходится на нефтепровод «т.в. 28 — т.п. 32» по ЦДНГ-1 по замерам в 2009 году.

ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА СКОРОСТЬ КОРРОЗИИ

Среди основных факторов, влияющих на скорость коррозии трубопроводных систем, можно отметить:

– агрессивность перекачиваемых сред, в том числе содержащих углекислый газ и кислород;

• напряжения в теле трубы, возникающие при производстве или строительстве трубопровода;
• состояние наружной изоляции трубопроводов;
• высокую обводненность добываемой нефтесодержащей продукции;
• пробковый режим течения по нефтепроводам нефтесбора из-за высокого газового фактора;
• влияние линий электропередачи в местах пересечения или параллельного прохождения с трубопроводами;
• кислотные обработки с прокачкой отработанной кислоты по трубопроводам;
• гидроабразивные процессы;

усталость материала при частых циклических нагрузках.

ПОВЫШЕНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ НАДЕЖНОСТИ

Для повышения эксплуатационной надежности трубопроводов необходимо предпринять ряд мер. Во-первых, разработать технические требования по подбору трубной продукции для трубопроводов с учетом назначения, условий эксплуатации и агрессивности среды. Во-вторых, следует организовать систему контроля качества и соответ-

ствия трубной продукции на всех стадиях — от производства до передачи строителям в рамках компании. В-третьих, для повышения уровня безопасности — обеспечения безаварийной эксплуатации трубопроводных систем необходимо достичь высокого качества строительно-монтажных работ. В-четвертых, требуются организация единой системы мониторинга агрессивности сред, бактериальной зараженности, состояния наружной изоляции, коррозионной активности почво-грунтов в коридорах прохождения трубных коммуникаций, а также выработка единой методологии проведения других научно-исследовательских работ. Наконец, необходимо разработать и реализовать производственные программы проведения ОПИ и НИОКР по внедрению трубной продукции, технологий, оборудования, устройств, направленные на повышение эксплуатационной надежности трубопроводных систем.