620.197
М.Н. Стадник
АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ АНТИКОРРОЗИОННЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ ПО ЗАЩИТЕ НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
Тюменский индустриальный университет филиал г. Ноябрьск
Для большинства месторождений оптимальным методом защиты является комбинация ингибирования, покрытий и санации.
Ингибиторная защита – это управляемый и перенастраиваемый технологический процесс нанесения и поддержания в работоспособном состоянии защитной «пленки» на внутреннюю металлическую поверхность трубопроводов и оборудования без остановки, каких либо элементов системы транспорта.
В целях предотвращения нарушения целостности промысловых трубопроводов вследствие их коррозионного износа от воздействия транспортируемых сред (наличие водной фазы), в отдельные направления нефтесборных трубопроводов и высоконапорных водоводов из установок дозирования химических реагентов) УДХ расположенных на отдельных кустах скважин и на КНС месторождений месторождения осуществляется подача химических реагентов - ингибиторов коррозии, которые способны образовывать на поверхности металла трубопроводов защитную «пленку», тем самым, снижая скорость его коррозии.
Первым этапом внедрения ингибирования является разработка технологии ингибирования. Под технологией ингибирования понимается оптимальное количество и размещение точек ввода ингибитора и способы его подачи в систему.
Размещение точек ввода ингибитора в систему должно быть таким, что особенно важно для разветвленных трубопроводных систем, чтобы обеспечить доступ ингибитора ко всей поверхности металла защищаемых трубопроводов. При этом необходимо учесть, что в любой трубопроводной системе существуют критические участки, защите которых необходимо уделять особое внимание. Такими участками являются:
участки с повышенной скоростью коррозии;
участки, на которых вследствие воздействия каких-либо неблагоприятных факторов может снижаться эффективность ингибирования;
наиболее ответственные участки трубопроводной сети, обеспечивающие производственную деятельность предприятий (цехов) и не имеющие дублирующих трубопроводов;
Подача ингибиторов в трубопроводные системы может осуществляться с использованием двух технических приемов (методов ингибирования):
постоянного дозирования ингибитора в поток транспортируемой жидкости;
периодической обработки.
При постоянном дозировании транспортируемая по трубопроводу продукция используется в качестве носителя ингибитора. Формирование и поддержание защитной «пленки» осуществляется за счет диффузии действующего вещества ингибитора из объема жидкости на поверхность металла стенки трубопровода.
Быстрота формирования защитной «пленки» на поверхности металла трубопроводов зависит от величины дозировки ингибитора. Ее устойчивость на поверхности защищаемого металла зависит, прежде всего, от свойств ингибитора и от гидродинамических параметров перекачки. Целостность пленки – от ее поддержания в работоспособном состоянии за счет регулярной подпитки ингибитором, т.е. от стабильности поступления ингибитора в трубопроводную систему.
Поддерживаемая дозировка ингибитора должна обеспечивать снижение скорости коррозии металла трубопровода до приемлемого уровня. Она подбирается при опытно-промышленных испытаниях и уточняется в процессе применения на конкретном трубопроводе.
При периодическом дозировании предпочтительно, чтобы защитная «пленка» наносилась при непосредственном контакте поверхности металла трубопровода с товарной формой ингибитора или ее концентрированным раствором. Для этого ингибитор в товарном виде или в виде концентрированного раствора периодически подается в трубопровод.
Наибольшее распространение получила технология непрерывного дозирования с периодическим кратковременным увеличением концентрации (ударная доза). Ударная доза ингибитора вводится в систему для быстрого формирования защитной пленки на поверхности металла в начальный период применения ингибитора или после перерывов в его применении.
Достоинства метода:
возможность гибкого реагирования на изменение технологических характеристик трубопроводов и коррозионной ситуации за счет своевременного изменения дозировки ингибитора;
относительная простота мониторинга эффективности ингибирования.
Недостатки метода:
необходимость затрат на дозировочные установки, их обслуживание и эксплуатацию. Следствием этого является постоянная схема ингибирования, не позволяющая гибко реагировать на изменение коррозионной ситуации сменой точки ввода ингибитора.
Менее распространено аэрозольное и пенное дозирование ингибитора в газо-жидкостный поток. Данные технологии подходят для трубопроводов транспортирующих продукцию газовых или газоконденсатных месторождений, но вследствие своей невысокой эффективности применяются крайне редко.
Подача ингибитора в поток продукции осуществляется при помощи стационарных дозировочных установок и узлов ввода.
Кроме того на практике применяется периодическая обработка трубопроводов. Цель периодической обработки – нанесение на поверхность металла трубопроводов устойчивой защитной «пленки» ингибитора коррозии, которая должна сохранять свои защитные свойства некоторый период времени (время «последействия»), обуславливающий периодичность обработок.
Существуют следующие разновидности метода периодической ингибиторной обработки:
периодическая обработка ингибитором или его раствором в течение достаточно длительного периода времени, с последующим прекращением подачи реагента;
периодическая обработка «пробкой» ингибитора между разделителями. Заключается в прокачке по трубопроводу ингибитора, заключенной между разделителями. Защищаемый участок должен быть оборудован камерами пуска-приема скребков.
Достоинства метода:
возможность гибкого реагирования на изменение коррозионной ситуации за счет смены точек ввода ингибитора;
невысокие, в большинстве случаев, капитальные и эксплуатационные затраты на технологию;
возможность применения для временной защиты;
метод может применяться одновременно с мероприятиями по очистке полости трубопроводов.
Недостатки метода:
сложность контроля эффективности метода. Основной фактор, определяющий эффективность метода – устойчивость и целостность «пленки» ингибитора на поверхности металла. Места, в которых произойдет нарушение целостности «пленки», практически невозможно предсказать. Контроль коррозии ведется в ограниченном количестве точек. При этом состояние «пленки» и условия ее взаимодействия с потоком на поверхности датчиков или образцов-свидетелей могут значительно отличаться от металла трубопровода. Поэтому есть вероятность получения недостоверных результатов по эффективности снижения скорости коррозии;
вследствие использования высококонцентрированных растворов ингибиторов возможны осложнения в виде образования стойких эмульсий, снижение пропускной способности трубопровода и ухудшения качества подготовки нефти;
метод неприменим для защиты трубопроводов, эксплуатирующихся в условиях значительного влияния фактора гидроабразивного износа, способствующего разрушению защитной «пленки» ингибитора на поверхности металла.
Ингибирование с использованием в качестве дозатора добывающей скважины. При закачке в затрубное пространство скважины ингибитор смешивается с жидкостями, находящимися в затрубном пространстве, и постепенно поступает через погружной насос в колонну насосно-компрессорных труб, в выкидную линию скважины и далее в систему нефтегазопроводов.
Одной из серьезнейших проблем в сфере трубопроводного транспорта является коррозия труб, приносящая колоссальные убытки эксплуатирующим их компаниям.
Борьба с коррозией велась путем применения различных достаточно дорогостоящих, но мало эффективных способов антикоррозийной защиты. Но только в последние годы многие нефтегазодобывающие компании, пришли к выводу, что альтернативой подверженным коррозии стальным трубопроводам становятся трубопроводы, выполненные из композиционных материалов.
Используемые материалы, особенности конструкции и технологии изготовления труб обеспечивают их высокую механическую прочность, герметичность и стойкость к воздействию агрессивных сред, что обеспечивает возможность их широкого применения в различных отраслях промышленности.
Известно, что в настоящее время 90% всех аварий на трубопроводах происходит в результате коррозионных разрушений металла труб. Ежегодно на нефтепромысловых трубопроводах происходит более 700 отказов. Из-за этого естественно значительно сокращается срок их службы.
Большими резервами повышения надежности нефтепромысловых трубопроводных систем, сокращения потребления стальных труб и снижения энерго- и трудозатрат при строительстве и переукладки трубопроводов является на сегодняшний день применения новой технологии – антикоррозиционные трубы из стеклопластика.
Под трубами из полимерных композитных материалов (ПКМ) понимаются стеклопластиковые, базальтопластиковые, органопластиковые или иные трубы (в зависимости от типа армирующего наполнителя) с полимерным связующим из термореактивного материала. Для композитных труб применяются, как правило, эпоксидные или полиэфирные связующие.
Трубы из стеклопластика классифицируются по жесткости, номинальному давлению и внутреннему диаметру.
Стеклопластиковые трубы различных производителей разделяются на три группы :
По типу связующего (матрицы): эпоксидные (GRE) или полиэфирные (GRP);
По типу соединения труб: клеевое или механическое;
По конструкции стенки трубы: чистый стеклопластик (без футеровки), стеклопластик с пленочным слоем (футерованные трубы), многослойные конструкции.
Стеклопластиковые трубы на эпоксидном связующем (GRE).
Стеклопластиковые трубы на эпоксидном связующем способны выдерживать давление до 240 атм. Максимальная температура эксплуатации стеклопластиковых труб достигает 130 оС.
Стеклопластиковые трубы на основе эпоксидных смол имеют множество преимуществ. Стекловолокно, пропитанное эпоксидной смолой, не подвержено коррозии и поэтому не требует изоляции (внутренней или внешней), химических ингибиторов, катодной и анодной защиты и защиты от коррозии. Ещё одним преимуществом является увеличение срока службы насосов и другого встроенного в трубопровод оборудования из-за полного отсутствия в потоке частиц ржавчины. Низкая теплопроводность GRE-труб уменьшает потери тепла из системы трубопроводов, вследствие чего во многих случаях исчезает необходимость в изоляции.
Отличительной особенностью GRP труб от GRE труб являются габаритные размеры. Как правило, стеклопластиковые трубы на основе полиэфирных смол имеют больший диаметр по сравнению со стеклопластиковыми трубами на эпоксидном связующем. Диаметр GRP труб составляет от 30 до 4500 мм. Диаметр GRE туб – от 5 до 600 мм (м.б. и больше).
Стеклопластиковые трубы в мире производятся двумя основными способами: методом центробежного формования и методом непрерывной намотки. В России еще применяется метод периодической намотки, перенятый с предприятий оборонной промышленности.
Метод непрерывной намотки – наиболее распространенный в мире.
Система трубопроводов Bondstrand производят, используя способ намотки волокна. В этом механическом процессе бесконечный жгут стекловолокна пропитывается двумя компонентами эпоксидной смолы.
ПроизводствоGRE начинается с подготовкой оправки. Эта оправка представляет собой стальной цилиндр. На ней установлена подвижная часть (законцовка оправки). Закончовка оправки определяет форму патрубка и, следовательно, тип соединения. Существует четыре типа: Квик-Лок, конус/конус, Ки-Лок и Койл-Лок.
Стекловолокно протягивают через ванну, заполненную эпоксидной смолой. После пропитанное стекловолокно наматывают вокруг отполированной оправки с постоянным натяжением под углом 54°.
Процесс наматывания продолжается пока не достигается заданная толщина стенки трубы. Толщина стенки трубы зависит от параметров системы и применения. В целом чем выше давления тем толще стенки трубы.
По окончанию процесса наматывания оправку с трубой GRE отверждают в печи при температуре 150°. После трубу отделяют от оправки, используя воду под давлением. Отрезают требуемую длину трубы GRE, обрабатывают на станке охватываемые раструбом торцы труб, проверяют визуально и по размерам, а затем подвергают гидроиспытаниям.
На нефтепромысловом предприятии ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» действует протяженная, разветвленная система нефте-газо-водопроводов суммарной протяженностью более 3300 км., и диаметром от 114 до 1020 мм.
Без применения противокоррозионных средств защиты в зависимости от условий эксплуатации срок службы в лучшем случае не превышает 10- 25 лет.
Главной причиной отказов и аварий на трубопроводах является их коррозия, поэтому с ней необходимо бороться.
Одним из видов антикоррозионных мероприятий является ингибиторная защита внутренней поверхности трубопроводов, основанная на применении химических реагентов – ингибиторов коррозии, защитное действие которых основано на способности адсорбироваться и образовывать на поверхности металла защитную пленку.
Необходимо недопущение негативного влияния на экологическую обстановку в зоне функционирования объектов нефтепроводного транспорта и осуществление комплексно антикоррозионного подхода к вопросу рационального использования материально-технических ресурсов, затрачиваемых на реализацию самой программы по антикоррозионной защите трубопроводов.
Таким образом справедливо полагать, что ведение химической ингибиторной защиты является одним из наиболее эффективных, технологически доступных и при этом экономически целесообразных методов борьбы с внутренней коррозией промысловых трубопроводов. Достижение реальной полезной результативности от проведения работ по ингибированию и повышению надежности трубопроводов возможны только в случае максимально качественной реализации всех системных процессов, осуществляемых в рамках программы по химической ингибиторной защите.
Кроме ингибиторной защиты можно применять также антикоррозионные трубы из различных материалов при строительстве трубопроводов, что существенно может увеличить их срок службы и тем самым уменьшить экономические затраты.
Список литературы
Байков, Н.М., Позднышев Г.Н., Мансуров Р.И. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды [Текст] Н.М. Байков, / Г.Н. Позднышев, Р.И. Мансуров – М.: Недра, 1981. – 261 с.
Козлов В.А., Месник М.О. Основы коррозии и защиты металлов [Текст] / В.А. Козлов, М.О. Месник – Иваново, 2011. – 177 с.
Покрепин Б.В. Сбор и подготовка скважинной продукции [Текст] / Б.В. Покрепин. – Москва, 2000. – 102 с.
Шешуков, Н.Л. Сбор и подготовка продукции газовых и газоконденсат-ных месторождений [Текст] / Н.Л. Шешуков. – Тюмень, 2013. – 100 с.
