Методы борьбы с коррозией трубопроводов в нефтяной промышленности

Газ от компрессорной установки КС с температурй 100^oС и давлением 0,8 Мпа подается в аппараты воздушного охлаждения Х1.1, 1.2, где газ охлаждается до температуры 60^oС. Газ из аппаратов воздушного охлаждения Х1.1,1.2 поступает на насосно-бустерные агрегаты Н2.1,2.2, предназначенные для закачки водогазовой смеси в залежь нефти бобриковского горизонта. Вода на насосно-бустерные агрегаты Н2.1, 2.2 подается из водозаборной скважины насосом Н3 под давлением 0,8 МПа.

В аварийной ситуации на газопроводе газ сжигается на факеле Ф. На трубопроводе подачи газа, на факел установлен конденсатосборник ЕК для сбора газового конденсата.

Сброс с предохранительных клапанов аппаратов С1, О1, БЕ1, ОВ1.1, 1.2, БЕ2 осуществляется в емкость ЕД. Сброс газа с предохранительных клапанов газосепараторов ГС1, ГС2, ГС3 направляется в трубопровод газа на факел. Газовый конденсат, накопившийся в газосепараторах ГС1, ГС2, ГС3, (по достижению заданного уровня) сбрасывается в дренажную емкость ЕД. опорожнение аппаратов на период ремонта производится в емкость ЕД. Утечки с насосов Н1.1, 1.2, Н2.1, 2.2 собираются в подземной емкости ЕУ,

Сброс с предохранительных клапанов насосно-бустерных агрегатов Н2.1, 2.2, компрессорной установки К, сброс конденсата с линии всасывания газа на компрессоре направляются в емкость ЕП2.

Аварийный сброс продукта из подогревателя нефти П1 осуществляется в аварийную емкость ЕА. Подземные емкости ЕД, ЕУ, ЕА, ЕК, ЕП2 оборудованы погружными насосами для откачки продукта: из ЕД, ЕА в технологический процесс, на вход буферной емкости БЕ1, из емкостей ЕК, ЕП2 - в общий коллектор существующего узла задвижек.

Газ из емкостей ЕД, ЕА, ЕК, ЕП2 направляется на факел, с емкости ЕУ - на свечу рассеивания.

Для защиты трубопровода внешней откачки нефти от парафиноотложения и коррозии предусмотрена подача в трубопровод реагента-деэмульгатора и ингибитора коррозии блоком БДР1, комплектуемый набором средств контроля и автоматики.

Блок БЗС предназначен для приготовления горючей смеси в трубопроводе газа на запальник дежурной горелки, а также розжига горючей смеси в трубопроводе пламяпереброса и контроля пламени в дежурной горелке.

Блок БЗР предназначен для ручного регулирования давления топливного газа, а также его автоматической подачи (отсечки) в соответствии с управляющими сигналами наличия давления топливного газа.

Пластовая вода из сепаратора С1 и отстойника нефти О1 под давлением 0,20 МПа и с температурой 5-10^oС поступает на очистку в напорные горизонтальные отстойники пластовой воды ОВ1.1, 2 (1 рабочий, 1 резервный) и затем в буферную емкость БЕ2. Очищенная пластовая вода из буферной емкости под остаточным напором направляется на прием насосов БКНС для закачки в систему заводнения нефтяных пластов. Уловленная нефть и жидкость с предохранительных клапанов отстойников ОВ1.1, 2и буферной емкости БЕ2 отводятся в дренажную емкость ЕД. Дренаж аппаратов ОВ1.1, 2 предусмотрен в подземную емкость промдождевых токов ЕП1. В эту же емкость направляются дождевые стоки с технологических площадок и из резервуарного каре, подтоварная вода от периодической подрезки аварийного резервуара Р1 (РВС-2000). По мере накопления стоки откачиваются в передвижные средства и вывозятся на очистные сооружения НСП «Манчарово». Технологическая схема УПС «Кадырово» представлена в приложении Б.

2.1.2 Трубный водогазоотделитель

Трехфазный гравитационный сепаратор представлен трубным наклонным водогазоотделителем типа УСТН-1 (рисунок 2). Он предназначен для разделения нефти и газа на концевых и промежуточных ступенях сепарации в пунктах сбора и подготовки продукции скважин. Но более широкое применение нашел на месторождениях с большим газовым фактором нефти для предварительного отделения газа от нефти. Поэтому его иногда представляют как УПОГ. Используется в комплексе с резервуарами, буферными емкостям или насосами.

Отличительной особенностью сепаратора является использование в качестве сепарационной емкости трубы большого диаметра. Он работает следующим образом. Газожидкостная смесь, предварительно расслоенная на газовую фазу и жидкость, входит в наклонную колонну и, поднимаясь по ней, подвергается дальнейшему разделению. Выделившийся при этом из жидкости свободный газ поднимается по верхней образующей колонны. Граница раздела «нефть-газ» в колонне устанавливается или в соответствии с уровнем жидкости в резервуаре, в комплексе с которым работает данный сепаратор, или поддерживается на заданном уровне с помощью регулятора. Свободная вода из установки отводится по трубопроводу, подсоединенному к нижней части аппарата.

Рисунок 2 -- Принципиальная схема трехфазного сепаратора типа: 1 - успокоительный нефтеподводящий коллектор; 2 - цилиндрическая наклонная колонна; 3-газоотводящий коллектор; 4, 5 - нефтеотводящие коллекторы I, II, III, IV, V - контрольные точки для проведения испытаний УСТН-1

2.1.3 Отстойники

Для отстоя нефтяных эмульсий после нагревания в блочных нагревателях разработаны отстойники различных конструкций. Наибольшее распространение получили горизонтальные отстойники с нижним вводом нефтяной эмульсии конструкции института ГипроНИИнефтемаш. В последнее время разработаны новые конструкции отстойников с промывкой нефтяной эмульсии горячей водой. Принципиальная схема отстойника ОГ-200 показана на рисунке 3. Он представляет собой емкость (200 м³), разделенную перегородками на три отсека. Отсек I служит для отделения полусвязанной воды из нефтяной эмульсии, отсек II - для окончательного обезвоживания нефти, отсек III - для сброса отделившейся пластовой воды.

Техническая характеристика отстойника ОГ-200 следующая:

Объем, м³ - 200

Рабочее давление, Мпа (кгс/см²) - 0,6 (6)

Рабочая среда - Нефть, вода

Температура рабочей среды, - ^oС 10-80

Производительность, м³/сут - 3000

Габариты, м

длина - 22,7

внутренний диаметр - 3,4

Масса - 40,22

При подготовке легких нефтей после подогрева в блочных нагревателях необходимо полностью отделить свободный газ, чтобы не нарушался процесс отстоя. Для отделения газа из нагретой нефтяной эмульсии перед отстойниками устанавливают специальные сепараторы или же предусматриваются сепараторы, встроенные в отстойнике. В настоящее время разработаны отстойник со встроенным сепаратором ОГ-200С. Процесс отделения воды от нефти осуществляется здесь во втором отсеке, так же как и в отстойнике ОГ-200, а в качестве сепаратора используется первый отсек, в котором имеются сепарирующие устройства.

В УПС «Кадырово» разгазированная после сепаратора С1 нефть поступает в отстойник ОГ-200П, назначение которой - предварительный сброс воды. Рассчитан он на рабочее давление 0,8 Мпа.

Для очистки пластовой воды, отделившейся от нефти, предусмотрены на УПС напорные горизонтальные отстойники пластовой воды ОВ 1.1, 2 объемом, равным 100 м³. При прохождении пластовой воды через отстойник происходит гравитационное разделение фаз: примесь с большей плотностью, чем жидкость осаждается, а с меньшей всплывает, то есть происходит отделение эмульгированной нефти. Принятая конструкция отстойников обеспечивает очистку пластовой воды по нефти и взвешанным веществам до 40 мг/л.

С целью защиты отстойников О1 от коррозии на внутреннюю поверхность наносится эпоксидное покрытие, наружная поверхность подвергается покраске. Внутренняя поверхность ОВ 1.1, 2 покрывается эмалью ЭП5116, наружная поверхность - лаком ПФ-170.

Рисунок 3 - Принципиальная схема отстойника ОГ-200: 1 - штуцер для ввода эмульсии; 2 - штуцер для вывода нефти; 3 - штуцер для пластовой воды; 4,5,7,8 - распределители эмульсии; 6,10 - переливные устройства; 9 - сборный коллектор; 11,12 - перегородки

2.1.4 Резервуары

Нефтяные резервуары, устанавливаемые на территории месторождения, представляют собой емкости различных размеров, предназначенных для накопления, кратковременного хранения и учета сырой и товарной нефти. По назначению они подразделяются на сырьевые, технологические и товарные. Сырьевые резервуары служат для приема обводненной нефти с месторождений. Технологическими считаются резервуары для предварительного сброса воды, а также резервуары, используемые как отстойники. Следует отметить, что использование резервуаров в качестве отстойников нежелательно, так как отстаивание подогретой нефти связано со значительными потерями нефти и пожарной опасностью.

Для удобства обслуживания и сокращения длины трубопроводной обвязки резервуары на нефтяных месторождениях строят группами отдельно от установок. Группу сырьевых и технологических резервуаров, сосредоточенных в одном месте, обычно называют резервуарным парком, если в составе этой группы имеются товарные резервуары, то ее называют товарным парком.

Нефтяные резервуары строят из несгораемых материалов в наземном, полуподземном и подземном исполнении. Для сбора, хранения и замера нефти на нефтяных месторождениях в большинстве случаев сооружают стальные наземные резервуары, реже - бетонные и железобетонные, полностью или частично заглубленные в землю.

Основными элементами вертикального стального резервуара являются днище, корпус и крыша. Днище укладывается на специальное основание - фундамент. Вокруг фундамента для отвода ливневых вод устраивают кювет с уклоном в сторону канализационной сети.

При сооружении корпуса резервуара стальные пояса могут располагаться тремя способами: ступенчатым, телескопическим и встык. Корпус резервуара в зависимости от его объема и высоты изготавливают из листовой стали марок Ст2, Ст3 толщиной от 4 до 10 мм. По технологическим условиям в изготовлении резервуаров не может применяться листовая сталь толщиной менее 4 мм, если даже расчетная толщина стенки получается меньше 4 мм.

В зависимости от свойств нефтей и климатических условий крыши стальных резервуаров могут строиться плоскими, коническими и сферическими. На нефтяных месторождениях чаще всего сооружаются резервуары с плоской крышей. При этом уменьшается не заполненное нефтью газовое пространство, следовательно, потери легких фракций от малых и больших «дыханий» также уменьшаются. Крыша резервуара располагается на строительных перекрытиях (фермах), которые могут опираться как на промежуточные колонны внутри резервуара, так и непосредственно на его стенки. Крыша резервуара воспринимает внешние нагрузки от снега, внутреннюю нагрузку - от вакуума и избыточного давления в паровом пространстве резервуара. Обычно ее изготавливают из листовой стали толщиной не более 5 мм.

Каждый резервуар снабжается приспособлениями и необходимой арматурой, объединяемыми под общим названием оборудование резервуара. Кроме того, резервуары оснащаются лестницами и противопожарными средствами.

Оборудование вертикального стального резервуара РВС представлено в приложении В. На крыше имеется световой люк 1, который служит для проветривания в процессе подготовки резервуара к ремонту и проникновения света внутрь резервуара. В рабочем положении световой люк должен быть плотно затянут и пропуски в прокладке не допускаются.

На крыше резервуара имеется также замерный люк 5,который служит для измерения уровня нефти и отбора проб пробоотборником. Крышка замерного люка герметично соединяется с горловиной посредством прокладки и нажимного откидного болта. Вместо замерных люков иногда устанавливают камеры для измерения уровня нефти с указателем уровня 6 типа УДУ-5.

На первом поясе резервуара устроен люк-лаз 7, служащий для проветривания, а также для ввода резиновых шлангов при зачистке и проникновении людей внутрь резервуара.

Для присоединения резервуаров к приемным и раздаточным трубопроводам служат приемные и раздаточные патрубки 10. В некоторых резервуарах приемные патрубки совмещаются с раздаточными. С внутренней стороны резервуара на приемном патрубке устанавливается хлопушка 9, а на раздаточном - шарнирное устройство 15 с подъемной трубой 14. Подъемная труба предназначена для отбора нефти из резервуара с требуемой высоты. Подъемная труба устанавливается в нужное положение при помощи лебедки 13, которая связана с ней канатом, проходящим через роликовый блок 16.

Хлопушка 9 служит для дополнительной защиты от возможной утечки нефти из резервуара при неисправных трубопроводе и задвижке. При наполнении резервуара струя нефти приподнимает крышку хлопушки, а при прекращении заполнения эта крышка под действием силы тяжести опускается и закрывает приемную трубу. Устройство 12 управления хлопушкой предназначено для открывания крышки, удержания ее в поднятом состоянии и закрывания. Оно состоит из вращающегося барабана с наматывающимся на него тросом.

Сифонный кран 8 служит для удаления из резервуара свободной воды (в резервуарах для предварительного сброса воды).

Ответственным элементом резервуарного оборудования является дыхательный клапан, предназначенный для выпуска воздуха с парами нефти при заполнении резервуара и ввода воздуха внутрь при его опорожнении. Для повышения надежности на резервуарах устанавливается гидравлический предохранительный клапан. Он имеет то же назначение, что и дыхательный, но срабатывает только при предельно допустимых значениях давления или вакуума в резервуаре, например, в случае неисправности дыхательного клапана.

Для предупреждения проникновения пламени внутрь герметизированного резервуара через дыхательный или гидравлический предохранительный клапаны под этими клапанами устанавливают огневые предохранители.

2.2 Причины коррозии трубопроводов

транспорт нефть коррозия трубопровод

Коррозией называется разрушение материала в результате химического или электрохимического взаимодействия с окружающей средой.

Среда, в которой трубопровод подвергается коррозии, называется коррозионной или агрессивной.

По характеру взаимодействия металла труб со средой различают два основных типа коррозии: химическую и электрохимическую.

Химической коррозией называется процесс разрушения всей поверхности металла при его контакте с химически агрессивным агентом, при этом он не сопровождается возникновением и прохождением по металлу электрического тока. Одним из видов внутреннего коррозионного разрушения трубопроводов является сероводородная коррозия, обусловленная наличием сероводорода, содержащегося в пластовых флюидах или выделяемого сульфатвосстанавливающими бактериями (СВБ).

Растворенный в воде сероводород в зависимости от рН среды имеет различную степень диссоциации. При рН 6 основная часть Н₂S находится в виде молекулярно-растворенного газа, а с ростом рН диссоциирует по схеме:

Н₂S Н⁺ + HS^-

HS^- H⁺ + S^2- (при рН 9)

Ионы водорода непосредственно участвуют в коррозионном процессе. Атомарный водород, возникающий при химическом взаимодействии сероводорода с металлом, проникает в металл и вызывает его охрупчивание.

Процесс сероводородной коррозии стали в водных растворах стимулируют не только Н₂S и НS^- (гидросульфитный ион, адсорбируясь на поверхности металла, смещает его электрохимический потенциал в отрицательную сторону и приводит к ускорению катодного процесса), но и продукты коррозии - сульфиды железа Fe_xS_y. Сульфид железа по отношению к железу и стали, является эффективным катодом, т.е. обладает более положительным потенциалом, чем сталь. Разница в потенциалах может составлять 0,2-0,4 В. Это обычно приводит к образованию глубоких точечных поражений. С увеличением концентрации сероводорода в жидкости скорость коррозии увеличивается. Полученные закономерности можно связать с образованием на поверхности металла сульфидных пленок, обладающих различными защитными свойствами.

Электрохимическая коррозия -- это процесс разрушения металла, сопровождающийся образованием и прохождением электрического тока. При электрохимической коррозии в отличие от химической, на поверхности металла образуется не сплошное, а. местное повреждение в виде пятен и раковин (каверн) большой глубины.

Сущность электрохимической коррозии заключается в том, что в результате взаимодействия металла с окружающей средой (почвой, водой) происходит растворение и разрушение металла, сопровождающееся прохождением электрического тока.

При соприкосновении с полярной водой поверхностные атомы металла подвергаются воздействию силового поля молекул воды, которые благодаря своему малому размеру, как бы внедряются в кристаллическую решетку твердого тела. Это взаимодействие, которое принято называть гидратацией, может быть настолько сильным, что происходит ослабление связи атома металла со своими внешними электронами и ион металла (Fе²+) получает" возможность покинуть узел кристаллической решетки и перейти в воду. Так образуется ион (катион), несущий положительный заряд, Fе²+. Перешедший в раствор ион гидратируется, т.е. окружает себя молекулами воды, при этом на поверхности металла остаются освобождающиеся электроны 2е, перемещаемые по металлу к катодным участкам К. На катодных участках эти электроны взаимодействуют с кислородом и в результате его ионизации проиcходит образование гидроксильной группы ОН-

2е + 1/2О₂ +Н₂О = 2ОН-

Переходящие в раствор на анодных участках А катионы Fе²+,. а на катодных участках К гидроксильные ионы ОН - взаимодействуют в растворе с образованием закиси железа

Fe²⁺+2ОН- = Fе (ОН)₂.

При наличии в воде или почве свободного кислорода закись железа окисляется в гидрат окиси железа

0₂ + 4Fе (ОН)₂ + 2Н₂0 = 4Fе (ОН)₃v,

который выпадает в виде осадка.

Так происходит электрохимическая коррозия труб, а также любого другого оборудования.

Кроме коррозии металлов указанных видов, в нефтегазоводосборной системе трубопроводов может возникать электрокоррозия под воздействием блуждающих токов. Блуждающие токи - электрические токи, идущие по земле от рельсов трамвая, метрополитена, от электрических подстанций и др. Часть своего пути блуждающие токи проходят по нефтепромысловым трубопроводам. В местах выхода электронов трубопровод имеет положительную полярность относительно земли, вследствие чего идет процесс переноса металла (катионов) в землю. На этом участке и происходит разрушение трубопровода. В основе этого процесса также лежит электролиз.

Биокоррозия трубопроводов вызывается активной жизнедеятельностью микроорганизмов. В настоящее время биокоррозии уделяется огромное внимание, так как на долю ее приходится значительное число коррозионных разрушений эксплуатационных колонн скважин нефтяных и газовых месторождений.

Различают анаэробные бактерии, жизнедеятельность которых может протекать при отсутствии кислорода, и аэробные -- только в присутствии кислорода.

В природе наиболее широко распространены сульфатвосстанавливающие анаэробные бактерии, обычно обитающие в сточных водах, нефтяных скважинах и продуктивных горизонтах. Наиболее благоприятной средой для развития этих бактерий являются воды продуктивных горизонтов нефтяных месторождений с рН = 5-9 при температурах 25-55°С. В результате жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий образуется сероводород, который, соединяясь с железом, образует сульфиды железа, выпадающие в осадок.

4Fе₂ + 12Н₂S + ЗО₂ = 4Fе₂S₃+ 12Н₂0

2.3 Методы борьбы с коррозией трубопроводов

Комплекс мероприятий по защите трубопроводов от коррозии разрабатывается проектной организацией и в общем случае включает применение (Приложение Г):

- технологических методов;

- химических методов (применение ингибиторов коррозии, бактерицидов, поглотителей кислорода, нейтрализаторов сероводорода);

- электрохимической защиты (ЭХЗ);

-коррозионно-стойких труб;

-защитных покрытий.

К технологическим методам защиты от коррозии относятся:

- поддержание в системе нефтесбора гидродинамического режима движения продукции скважин, препятствующего выпадению свободной воды из нефтяного потока, путем подбора оптимальных диаметров нефтесборных коллекторов;

- сброс избыточного количества свободной воды на кустах скважин для ее утилизации путем закачки в пласт;

- в газопроводах - выявление границ конденсации и удаление жидкого конденсата из них;

- очистка трубопроводов от механических примесей (в том числе продуктов коррозии).

Для предупреждения увеличения коррозионной агрессивности среды рекомендуется по возможности не допускать:

- совместный сбор продукции скважин, содержащей и не содержащей сероводород (если не производится нейтрализация сероводорода);

- смешивание пластовой воды, содержащей сероводород, с водой, содержащей ионы железа (если не производится нейтрализация сероводорода), кроме тех случаев, когда их совместная подготовка предусмотрена проектом;

- смешивание пластовых вод, содержащих сероводород, и сточных вод, содержащих кислород.

Процесс разрушения трубопроводов может быть обусловлен воздействием внешней окружающей (породы почвы - песок, глина, суглинок), внутренней (пластовая вода, эмульсия, нефти, содержащие сероводород) среды, а также атмосферы. В зависимости от этого трубопроводы системы сбора могут подвергаться трем видам коррозии: атмосферной, внешней (почвенной) и внутренней (жидкостной).

Атмосферная коррозия - это обычное ржавление (окисление) труб, уложенных на поверхности земли. Разрушительное действие атмосферной коррозии невелико и легко может быть устранено путем окраски поверхности труб масляными красками и лаками, липкими лентами. Атмосферная коррозия обычно бывает равномерной.

Внешняя (почвенная) коррозия трубопроводов наиболее опасна и методы борьбы с ней более сложны и дороги. Почвенная коррозия, возникающая вследствие химического или электрохимического процесса в окружающем трубу грунте, может в некоторых случаях вызвать очень быстрое появление сквозных свищей в металле трубы и вывести трубопровод из строя.

Основной причиной внешней коррозии трубопроводов являются электрохимические процессы. Образование гальванопар в металле труб может быть вызвано еще отличием в плотностях металла труб, вызванных ее деформацией. Механические напряжения, особенно при знакопеременных и пульсирующих напряжениях, повышая активность металла, всегда в какой-то степени облегчают коррозию его. Влияние их усиливается, когда коррозирующее действие среды и механическое напряжение направлены на одни и те же участки поверхности. Разность потенциалов между такими участками трубы может достигнуть 1,5В.

Существует два способа защиты трубопроводов и резервуаров от почвенной коррозии: пассивный и активный. К пассивной защите трубопроводов и резервуаров относятся изоляционные покрытия с различными материалами.

К активным средствам относятся катодная защита от почвенной коррозии и электрозащита от коррозии, вызываемой блуждающими токами. При активной защите процессы коррозии переносятся с трубопровода на заземляющие устройства. Средства электрозащиты применяют на изолированных трубопроводах, уложенных в грунт с омическим сопротивлением не более 100 Ом-м и в зонах действия блуждающих токов.

Принцип катодной защиты подземных трубопроводов основан на электрохимической теории почвенной коррозии, согласно которой коррозия является результатом образования на поверхности металла трубы гальванопар, в которых движется электрический ток. Коррозия металла, трубы происходит в местах выхода положительно заряженных ионов в почву, т.е. в анодах. При катодной защите электрический ток от постороннего источника пропускается в трубопровод и тем самым превращает его в катод, благодаря чему процесс коррозии на поверхности трубы прекращается и переносится на искусственно созданные аноды, состоящие из обрезков металла, зарытых в землю и соединенных электрически с плюсовой клеммой источника постоянного тока.

На рисунке 4 приведена схема расположения элементов катодной защиты. Источник постоянного тока 1 через плюсовую клемму соединен с зарытыми в землю кусками металла 2. Минусовая клемма источника тока соединена проводником 4 с трубопроводом 3. Электрический ток (отрицательно заряженные частицы - электроны) направлен от анода 2 к катоду 3 через катодную станцию 1. При этом, оставшиеся на аноде 2 положительно заряженные ионы железа (катионы), переносятся в почву, вследствие чего происходит разрушение труб. А катод (трубопровод) не подвергается разложению, поскольку в нем всегда имеет место избыток электронов, поступающих от катодной станции.

Рисунок 4 - Схема расположения элементов катодной защиты: 1 - источник постоянного тока; 2 - анод; 3 - трубопровод;4 - проводник тока

Для повышения эффективности катодной защиты и сокращения затрат электроэнергии защищаемый участок трубопровода отделяется от соседних фланцевым соединением с изолирующей прокладкой из диэлектрического материала: заземлители (аноды) делают из старых труб, обрезков рельсов. Расстояние заземлителей от защищаемого трубопровода принимают 100-150 м; заземлители спускают в скважину глубиной 60 м. Для снижения сопротивления в зоне заземления грунт, в который закапываются аноды, рекомендуется засолить обычной поваренной солью.

Для борьбы с электрохимической коррозией металлов применяют также и специфические электрохимические методы, основанные на том, что защищаемый металл подвергается катодной поляризации. В одной из разновидностей катодной защиты, называемой протекторной защитой, это достигается присоединением к защищаемому металлу более активного металла (протектора), который становится анодом, благодаря чему анодные участки поверхности защищаемого металла превращаются в катод по отношению к протектору (Рисунок 5).

Протекторы изготавливают из металлов, электрический потенциал которых больше потенциала материала трубопровода. При возникновении разности потенциалов между трубой и почвой протекторы становятся разрушаемыми анодами, в результате чего трубопровод сохраняется от коррозии. Протекторная защита применяется для защиты небольших участков трубопровода.

Рисунок 5 - Схема расположения элементов протекторной защиты: 1 - защищаемый газопровод; 2 - стальной Г - образный стержень; 3 - соединительный провод;4 - протектор; 5 - наполнитель

Из химии известно, что при рН<7 воду (почву) считают кислой; при рН = 7 -- нейтральной и при рН>7 -- щелочной. В кислых водах присутствуют, как правило, соли железа, а в щелочных -- сода. Внутренняя (жидкостная) коррозия стенок труб возникает в результате контакта с жидкостями, имеющими кислые или щелочные основания. Причинами, вызывающими внутреннюю коррозию трубопроводов, также являются электрохимические процессы, с той только разницей, что роль электролита в этом случае играет минерализованная вода - хороший проводник электрического тока. Зоной коррозии обычно является внутренняя поверхность нижней образующей трубопровода. Это говорит о том, что внутренняя коррозия трубопроводов особенно опасна при расслоенном (ламинарном) режиме движения жидкости, когда под действием сил гравитации происходит расслоение сред - минерализованная вода с осадками внизу. К сожалению, эффективных методов борьбы с внутренней коррозией пока еще нет.

Комплекс мероприятий по защите трубопроводов от внутренней коррозии включает в себя применение химических, технологических методов.

Для предупреждения коррозионных разрушений также применяются различные покрытия внутренней поверхности труб и использование труб в антикоррозионном исполнении.

2.3.1 Ингибиторная защита

Среди противокоррозионных средств в настоящее время, бесспорно, первое место принадлежит ингибиторам коррозии, которые, адсорбируясь поверхностным слоем трубы, образуют защитную пленку от действия коррозионной среды. Несмотря на то что эффективность защиты ингибиторами зависит от множества факторов, применение их технически и экономически оправдано как при углекислотной и сероводородной коррозии, так и при любых других видах внутреннего коррозионного разрушения промыслового оборудования. Следует обратить внимание на то, что необходимо тщательно подбирать ингибиторы для конкретных условий эксплуатации оборудования на промысле. От этого в значительной мере зависят эффективность и экономичность защиты. Эффективность ингибитора зависит также и от способа его ввода в скважины и сборную систему.

Ингибиторной защите от внутренней коррозии подлежат нефтегазопроводы, в которых происходит расслоение транспортируемой жидкости на фазы (нефть, воду, газ), а также транспортирующие прямую водонефтяную эмульсию («нефть в воде»), водоводы, транспортирующие средне- и высокоагрессивные пластовые и сточные воды, и промысловые газопроводы. Процесс ингибирования осуществляется в соответствии с инструкцией по применению ингибиторов. Ингибиторы коррозии подаются в трубопровод или систему трубопроводов при помощи сертифицированных установок дозирования реагентов в соответствии с технологическим регламентом.

В настоящее время синтезировано и внедрено много ингибиторов для различных условий нефтяной и газовой промышленности; самые эффективные (до 92-98%) из них -- ингибиторы И-1-А, ИКБ-ЧВ и ИКАР-1, ИКСГ-1, эффективность их защитного действия в среднем составляет 80-98%.

Для защиты оборудования от коррозионного разрушения ингибиторы можно закачивать также в пласт. Его массовая доля не должна превышать 0,018% от дебита скважины. Продолжительность эффекта составляет около 20 дней.

В ЧУДНГ ингибитор коррозии стали применять в 1976 году. На сегодняшний день подача ингибитора коррозии производится 216 дозирующими устройствами, ингибированием охвачено 85% трубопроводов, 15% составляют трубы в антикоррозионном исполнении (футерованные, МПТ, ГПМТ). Подача ингибиторов коррозии производится в межтрубное пространство, в выкидные линии скважин, в сборные коллекторы ЦДНГ 1-5, в трубопроводы после ТВО, резервуары, водоводы на КНС, БКНС цеха ППД с помощью дозировочных установок типа УДЭ и БР. В 2008 году израсходовано ингибиторов коррозии 727 тонн, в том числе на ингибирование в системе сбора 467 тонн, при этом обработано 20214,062 тыс.м3 жидкости, в системе ППД израсходовано 260 тонн и обработано 12756,376 тыс. м3.Охват ингибирования по жидкости в системе сбора составил 81,7%, по воде в системе ППД- 60,8%.Удельный расход в системе сбора составил 22,98 г/м3, в системе ППД- 20,57 г/м3.Подача ингибиторов коррозии для защиты внутренней поверхности трубопроводов проводилась согласно технологическим регламентам.

С учетом обводнения добываемой жидкости из года в год увеличивается и подача ингибитора коррозии. На 2009 год расход ИК составляет 780 тонн на 27908,4 тыс. тонн добываемой жидкости.

Для каждого вида агрессивной среды следует подбирать соответствующий ингибитор. Лаборатория по противокоррозионной защите проводит коррозионное исследование ингибиторов коррозии: лабораторные, стендовые и промысловые. По результатам исследований выявляется необходимый ингибитор коррозии. Основная задача коррозионных испытаний заключается в определении долговечности и эксплуатационной надежности технологического оборудования и трубопроводов в агрессивной среде. Обоснование дает промышленное испытание ИК.

Важно оценить фактическую (фоновую) скорость коррозии оборудования по всей технологической цепочке от добывающей скважины до потребителя, коррозионную агрессивность добываемой или транспортируемой среды. В ЧУДНГ для этого используется периодический и непрерывный методы неразрушающего контроля.

К периодическим методам контроля коррозии относятся: визуальный, гравиметрический, метод неразрушающего контроля с помощью ультразвуковой толщинометрии. Для определения гравиметрическим методом на всех главных коллекторах расположены контрольные точки(30 штук) с образцами-свидетелями. Составляется план на год периодического осмотра, извлечения образцов-свидетелей и по ним проводятся лабораторные исследования.

К непрерывным методам контроля относится анализ среды на содержание агрессивных компонентов. С 2001 года по 2003 год прошли промышленные испытания ингибитора коррозии «Викор-1А», ЗАО «Полимак», г. Стерлитамак, который показал высокую степень защиты (89-92%), по сравнению с другими ингибиторами коррозии. Было решено ранее применяемые ингибиторы коррозии «Сонкор» (ОАО «Опытный завод Нефтехим» г. Уфа) заменить на «Викор-1А». Исследования показали, что с применением ИК «Викор-1А» количество аварий уменьшились в 2 раза.

Наряду с ингибирующими свойствами, при лабораторных испытаниях, выявились нейтрализирующие способности ИК Викор 1А.

2.3.2 Применение защитных покрытий

Наиболее широко в промысловой практике применяют покрытия из нефтяных битумов с увеличением их механической прочности путем обертывания гидроизолом и покрытия из полимерных лент, наносимых на трубопроводы с помощью специальных очистных механизмов и машин.

В последние годы противокоррозионная защита стальных трубопроводов в трассовых условиях осуществляется липкими поливинилхлоридными изоляционными лентами. Ленты изготовлены из пластиката на основе поливинилхлоридной смолы, пластификаторов и красителей. На внутреннюю поверхность лент нанесен клей на основе перхлорвиниловой смолы при применении лент летом или специальный морозостойкий каучуковый клей для лент при применении в зимних и условиях. Полимерные покрытия трубопроводов по сравнению с битумными имеют следующие преимущества: 1) они технологичны и экономичны; 2) трудоемкость нанесения их в 2-4 раза, а материалоемкость в 8-10 раз меньше, чем битумных. Однако полимерные покрытия еще недостаточно изучены в условиях длительной эксплуатации.

Для контроля качества изоляционных покрытий применяют различные приборы, предназначенные для проверки прилипаемости изоляции, ее толщины, сплошности слоя и других показателей. Для выбора средств защиты подземных сооружений - трубопроводов и резервуаров - необходимо располагать данными о коррозионных свойствах почвы. Чем выше электросопротивление почвы (сухой песок), тем меньше токи коррозии и соответственно, тем меньше разъедание металла. Поэтому степень активности почв подразделяется на следующие категории: особо высокая - с удельным сопротивлением 5 Ом м; высокая - с удельным сопротивлением 5-10 Ом м; повышенная - 10-20 Ом м; средняя - 20-100 Ом * м и низкая - выше 100 Ом * м.

В зависимости от удельного сопротивления отдельных участков почвы, где прокладывается трубопровод, определяются толщина и материал изоляции.

Ко всякому противокоррозионному внешнему покрытию труб должны предъявляться следующие, требования:

1) водонепроницаемость;

2) прочность сцепления покрытия с металлом;

3) хорошая изоляция от электрического тока;

4) достаточная прочность и способность сопротивляться механическим воздействиям при засыпке траншеи;

5) низкая стоимость.

Для противокоррозионной защиты наружной поверхности стальных трубопроводов при их подземной, подводной (с заглублением в дно) и наземной (в насыпи) прокладке применяются конструкции покрытий согласно ГОСТ Р 51164, приведенные в таблице 4.

Таблица 4

Конструкции защитных покрытий трубопроводов

Условия нанесения	Конструкция покрытия	Толщина покрытия, мм для труб диаметром, мм	Максимальная темпратура эксплуатации, оС
		273	530
1	2	3	4	5
Защитные покрытия усиленного типа
Заводское или базовое	Трехслойное полимерное: грунтовка на основе термореактивных смол; термоплавкий полимерный полслой; защитный слой на основе экструдированного олиолефина	2,0	2,2	60
Заводское или базовое	Двухслойное полимерное: термоплавкий полимерный подслой; защитный слой на основе экструдированного олиолефина	2,0	2,2	60
Заводское, базовое или трассовое	На основе полиуретанрвых смол	1,5	2,0	80
Защитные покрытия нормального типа
Заводское, базовое или трассовое	Ленточное: грунтовка полимерная или битумно-полимерная; лента изоляционная общей толщиной не менее 0,7 мм; обертка защитная полимерная толщиной не менее 0,5 мм	1,2	30
Заводское, базовое или трассовое	Мастичное: грунтовка битумно-полимерная; мастика изоляционная на основе битумов толщиной не менее 2,0мм; рулонный армирующий материал; мастика изоляционная, обертка защитная	4	30

Для защиты внутренней поверхности трубопроводов применяются покрытия, приведенные в таблице 5.

Таблица 5

Типы внутренних защитных покрытий

Условия нанесения покрытия	Тип защитного покрытия	Кол-во слоев	Суммарная толщина покрытия, мкм	Степень агрессивности транспортируемой среды
1	2	3	4	5
Базовое	Лакокрасочные покрытия на основе двухкомпонентных эпоксидных, модифицированных эпоксидных и фенольных материалов, содержащих растворитель	2-5	125-300	Неагрессивная, слабоагрессивная, сильноагрессивная
Базовое	Стеклоэмалевые покрытия - безгрунтовое	1	300	То же
	- покровное	2	400	Неагрессивная, слабоагрессивная
Базовое	Порошковые покрытия на основе полимерных эпоксидных материалов,	1 (праймер)
	Наносимых по жидкой адгезионной грунтовке (праймеру)	1 (порошок)	300-500	неагрессивная, агрессивня, сильноагрессивная

2.3.3 Применение труб в антикоррозионном исполнении

На коррозионно-опасных участках трубопроводов для транспортирования наиболее агрессивных сред следует использовать коррозионно-стойкие трубы: стальные, футерованные полиэтиленом (СФП); стальные с внутренним полимерным покрытием (СВПП); металлопластовые (МПТ); гибкие полимерно-металлические (ГПМТ), полиэтиленовые (ПЭ) Рекомендуемые области эффективного применения коррозионно-стойких труб в зависимости от агрессивности транспортируемых сред приведены в таблице 9.

Секции стальных труб, футерованные полиэтиленом (СФП), изготавливаются по техническим условиям ТУ 1308-037-00135645-2000 и ТУ 3667-014-00147275-02. Футерованные секции представляют собой стальные плети с внутренней полиэтиленовой оболочкой, с подготовленными под сварку в полевых условиях концами труб в виде запрессованного наконечника, защемляющего оболочку с протекторной втулкой. Секции имеют наружное изоляционное покрытие согласно ТУ. Отводы стальные гнутые, футерованные полиэтиленом, изготавливаются по техническим условиям ТУ 1120-55-00135645-2001.

СФП предназначены для питьевого и технического водоснабжения, строительства трубопроводов, транспортирующих нефть, газ, агрессивные жидкости при рабочем давлении до 20 МПа и температуре до 60^оС.

Секции стальных труб с внутренним изоляционным покрытием могут быть в следующем исполнении: с внутренним полимерным покрытием и наружной изоляцией; только с внутренним полимерным покрытием.

СВПП предназначены для напорных трубопроводов, транспортирующих нефть, соленую и пресную воду при рабочем давлении до 20 МПа и температуре до 60^оС.

Металлопластовые трубы (МПТ) изготавливаются согласно техническим условиям ТУ 3667-051-00135645-01 методом экструзии из полимерного материала с одновременным армированием стальным сварным каркасом из проволоки с последующим формированием концов труб приваркой трением законцовок под сварное, резьбовое муфтовое, резьбовое раструбное соединения. Отводы металлопластовые изготавливаются по техническим условиям ТУ 3667-012-00147275-01.

Металлопластовые трубы предназначены для питьевого и технического водоснабжения, строительства трубопроводов, транспортирующих нефть, газ, агрессивные жидкости при рабочем давлении не более 4МПа и температуре до 60^оС.

Гибкие полимерно-металлические трубы (ГПМТ) изготавливаются в соответствии с техническими условиями ТУ 3667-017-00147275-03. Гибкие трубы имеют следующие конструктивные элементы: внутреннюю герметизирующую оболочку, выполненную из полиэтилена низкого давления; внутренний (правый, левый) повив металлокорда или стальной ленты; промежуточную технологическую прослойку; наружный (правый, левый) повив металлокорда или стальной ленты; промежуточную технологическую прослойку; внешнюю защитную оболочку; концевые соединения.

Гибкие трубы предназначены для питьевого и технического водоснабжения, строительства трубопроводов, транспортирующих нефть, газ, агрессивные жидкости при рабочем давлении не более 4 МПа и температуре до 60^оС. Содержание сероводорода в транспортируемой продукции не должно превышать 4% масс.

Полиэтиленовые трубы (ПЭ) используются для строительства подземных газопроводов и водоводов.

2.4 Гидравлический расчет трубопровода

При движении жидкости по трубопроводу происходит потеря давления по его длине, это происходит вследствие гидравлических сопротивлений.

Величина потерь давления (напора) зависит от диаметра трубопровода, состояния внешней поверхности стенок (гладкие, шероховатые), количества перекачиваемой жидкости и ее свойств.

Зависимость между путевой потерей напора и расходом жидкости называют характеристикой трубопровода.

Гидравлический расчет выкидных линий добывающих скважин базируется на использовании уравнения Д. Бернулли, записанного относительно выбранной плоскости сравнения для двух сечений (устье добывающей скважины -- вход в сепарационную установку):

сg (z_у - z_с )+ (p_у - p_с) +с(v_у² - v_с²) / 2 = +, (1)

где z_у, z_с - соответственно абсолютные величины над плоскостью сравнения устья скважины и сепаратора, м,

р_у, р_с - соответственно давления на устье скважины и на входе в сепаратор, Па,

v_у, v_с - соответственно скорость движения нефти на устье скважины и перед входом в сепаратор, м/с,

с - плотность нефти, кг/м³,

- потери давления по длине на течение при движении нефти до сепаратора, Па:

, (2)

где l - длина выкидной линии, м,

d_вн - внутренний диаметр выкидной линии, м,

х - средняя скорость движения нефти в выкидной линии, м/с

-потери давления на местных сопротивлениях, Па:

/2, (3)

где е - коэффициент потерь на местных сопротивлениях,

- потерянная скорость на местном сопротивлении.

Коэффициенты потерь на местных сопротивлениях для различных их видов (внезапное расширение или сужение потока, задвижки, повороты и т.д.) приводятся в справочниках.

Коэффициент гидравлических сопротивлений л рассчитывается по соответствующим формулам в зависимости от режима движения жидкости.

Для простых напорных трубопроводов при течении в них жидкостей гидравлический расчет сводится к решению одной из следующих задач:

ПРОСТОЙ трубопровод имеет постоянный диаметр по всей длине и не имеет никаких отводов.

Гидравлический расчет для простых трубопроводов сводится к определению одного из параметров:

1. расчет пропускной способности трубопровода;

2. расчет начального давления;

3. расчет диаметра трубопровода, способного пропустить заданный раход;

Задача 1 решается графоаналитическим методом, строится напорная характеристика и при необходимом напоре определяется скорость, Рейнольдс и потери напора Q х ReН

Задача 2 решается QvReНР

Задача 3 решается DReHхарактеристика

Если D_исх. не соответствует ГОСТам, то округляют до ближайшего большего

Любой сложный трубопровод можно представить как ряд последовательных или параллельных трубопроводов.

Сложный трубопровод различим диаметром по длине и отводы, при гидравлическом расчете встречаются 4 случая:

1. жидкость из раздаточного коллектора отбирается, при этом D = const

2. жидкость поступает в коллектор, при этом D изменяется

3. жидкость поступает в коллектор, который имеется трубопровод имеет форму кольца.

Рассчитать давление на устье р_у добывающей скважины для следующих условий: выкидная линия горизонтальна, местные сопротивления отсутствуют,

- длина выкидной линии - l, м 4000

- внутренний диаметр линии - d ,м 0,1

- дебит скважины - Q, м³/сут 150

- плотность нефти - р_н, кг/м³ 880

- давление перед входом в сепаратор р_с, МПа 1,5

- вязкость нефти - µ мПа * с 1,5

Решение. Так как выкидная линия горизонтальна, то z_у = z_с. Учитывая, что диаметр выкидной линии постоянен, v_у = v_с. Тогда уравнение Бернулли записывается в виде

, (4)

Прежде чем рассчитать определяем скорость движения нефти:

, (5)



где Q - дебит скважины, м³/сут.,

d - внутренний диаметр линии, м.

Рассчитываем число Рейнольдса:

, (6)

где µ- вязкость нефти, мПа * с,

с- плотность нефти.

Так как число Rе =12907 > 2320, то режим турбулентный и коэффициент гидравлических сопротивлений вычисляем по формуле

, (7)

,

Рассчитываем по формуле (2):

Определяем по (4) давление на устье скважины:

..

Таким образом, давление на устье скважины должно быть равно 1,53 МПа.



3. ОХРАНА ТРУДА И ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ

3.1 Техника безопасности и охрана труда при сборе и подготовке нефти и газа

Технологические процессы добычи, сбора, подготовки нефти и таза, их техническое оснащение, выбор систем управления и регулирования, места размещения средств контроля, управления и противоаварийной защиты должны учитываться в проектах обустройства и обеспечивать безопасность обслуживающего персонала и населения.

Закрытые помещения объектов сбора, подготовки и транспортировки нефти, газа и конденсата должны иметь систему контроля состояния воздушной среды, сблокированную с системой выключения оборудования, включая перекрытие задвижек. Все помещения должны иметь постоянно действующую систему приточно-вытяжной вентиляции. Кратность воздухообмена рассчитывается в соответствии с СНиП 11-33-75. Основные технологические параметры указанных объектов и данные о состоянии воздушной среды должны быть выведены на пункт управления.

Системы управления должны иметь сигнальные устройства предупреждения отключения объектов и двустороннюю связь с диспетчерским пунктом.

Каждый управляемый с диспетчерского пункта объект должен иметь также ручное управление непосредственно на объекте.

Система сбора нефти и газа должна быть закрытой, а устья нагнетательных, наблюдательных и добывающих скважин - герметичными.

На объектах сбора и подготовки нефти и газа (ЦПС, УПН, УКПГ, ГП), насосных и компрессорных станциях (ДНС, КС) должна быть технологическая схема, утвержденная техническим руководителем предприятия, с указанием номеров задвижек, аппаратов, направлений потоков, полностью соответствующих их нумерации в проектной технологической схеме. Технологическая схема является частью плана ликвидации возможных аварий.

Изменения в технологический процесс, схему, регламент, аппаратурное оформление и систему противопожарной защиты могут вноситься только при наличии нормативно-технической и проектной документации, согласованной с организацией - разработчиком технологического процесса и проектной организацией - разработчиком проекта.

Реконструкция, замена элементов технологической схемы без наличия утвержденного проекта не допускаются.

Оборудование, контактировавшее с сернистой нефтью и не используемое в действующей технологической схеме должно быть отключено, освобождено от продукта, промыто (пропарено), заполнено инертной средой и изолировано от действующей схемы установкой заглушек. Установка заглушек фиксируется в журнале установки-снятия заглушек.

При наличии в продукции, технологических аппаратах, резервуарах и других емкостях сероводорода или возможности образования вредных веществ при пожарах, взрывах, нарушении герметичности емкостей и других аварийных ситуациях персонал должен быть обеспечен необходимыми средствами индивидуальной защиты от воздействия этих веществ.

Оборудование для сбора нефти, газа и конденсата должно удовлетворять требованиям стандартов и технических условий на их изготовление, монтироваться в соответствии е проектами и действующими нормами технологического проектирования и обеспечивать полную сохранность продукции (закрытая система сбора и подготовки нефти и газа).

Оборудование и трубопроводы должны оснащаться приборами контроля (с выводом показаний на пульт управления), регулирующими и предохранительными устройствами.

Исправность предохранительной, регулирующей и запорной арматуры, установленной на аппаратах и трубопроводах, подлежит периодической проверке в соответствии с утвержденным графиком.

Результаты проверок заносятся в вахтовый журнал.

Аппараты, работающие под давлением, оснащаются манометрами, указателями уровня, запорной и предохранительной аппаратурой, люками для внутреннего осмотра, а также дренажной линией для опорожнения.

Электрические датчики систем контроля и управления технологическим процессом должны быть во взрывозащищенном исполнении и рассчитываться на применение в условиях вибрации, образования газовых гидратов, отложений парафина, солей и других веществ либо устанавливаться в условиях, исключающих прямой контакт с транспортируемой средой.

Технологические трубопроводы и арматура окрашиваются в соответствии с требованиями ГОСТ 12.4.026 ССБТ и обеспечиваются предупреждающими знаками и надписями. На трубопроводы наносятся стрелки, указывающие направление движения транспортируемой среды.

Промысловые трубопроводы

Проектирование, строительство и эксплуатация промысловых трубопроводов должны осуществляться в соответствии с требованиями «Правил устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов», утвержденных Госгортехнадзором России 02.03.95 г., и «Правил по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов», утвержденных Минтопэнерго РФ 30.12.93 г.

Трубопроводы для транспортировки пластовых жидкостей и газов должны быть устойчивы к ожидаемым механическим, термическим напряжениям (нагрузкам) и химическому воздействию. Трубопроводы должны быть защищены от наружной коррозии.

Допускается применение неметаллических трубопроводов по согласованию с территориальными органами Госгортехнадзора России.

Изготовление труб различного типа (включая неметаллические) для нефтегазопромысловых трубопроводов должно производиться на предприятиях, имеющих, ответствующую лицензию Госгортехнадзора России.

Трубы нефтегазоконденсатопроводов должны соединяться сваркой. Фланцевые и резьбовые соединения допускаются лишь в местах присоединения запорной арматуры, регуляторов давления и другой аппаратуры, а также контрольно-измерительных приборов.

В начале и конце каждого трубопровода следует устанавливать запорные устройства для экстренного вывода трубопроводов из эксплуатации.

К сварке стыков трубопроводов допускаются специально подготовленные сварщики, аттестованные в порядке, предусмотренном «Правилами аттестации сварщиков»), утвержденными Госгортехнадзором России 16.03.93 г.

Контроль качества сварных соединений трубопроводов проводится в соответствии с требованиями действующих нормативных документов. Контроль качества и приемка работ должны включать в себя операционный и визуальный виды контроля, обмер, проверку сварных швов методами неразрушающего контроля, а также механические испытания.

Трубопроводы, имеющие участки, относящиеся к особо опасным (пересечение с водными преградами, автомобильными и железными дорогами, технологическими коммуникациями), должны быть подвергнуты предпусковой внутритрубной приборной диагностике.

...