Методы борьбы с коррозией трубопроводов в нефтяной промышленности

Трассы газо- и конденсатопроводов (по каждой нитке в отдельности) должны быть обозначены на местности указательными знаками.

В местах пересечения газо- и конденсатопроводами дорог, водных преград, оврагов, железнодорожных путей, на углах поворотов, местах возможного скопления людей, технологических узлах газоконденсатопроводов выставляются предупредительные знаки и надписи. Для перечисленных и подобных мест проектом должны предусматриваться мероприятия, исключающие (уменьшающие) опасность выбросов. Указанные проектные решения должны быть включены в ПЛА, утвержденный техническим руководителем предприятия.

Участки трубопроводов в местах пересечения с авто- и железными дорогами должны быть заключены в защитные кожухи из стальных или железобетонных труб, оборудованные в соответствии с требованиями нормативных документов по п. 3,13.6.1 настоящих Правил.

Прокладка наземных и подземных нефтегазоконденсатопроводов через населенные пункты не допускается.

Профиль прокладки должен быть самокомпенсирующимся, либо трубопроводы оборудуются компенсаторами, число и тип которых определяются расчетом и указываются в проекте.

В районах, где могут возникнуть перемещения земляных масс под воздействием природно-климатических особенностей, необходимо предусмотреть меры по защите трубопроводов от этого явления.

При почвах, с недостаточной несущей способностью компенсирующие мероприятия должны предотвратить повреждения трубопровода от оседания или поднятия.

При скалистой почве должна быть предусмотрена соответствующая оболочка (обшивка) либо укладка балластных слоев, при этом в случае резко изменяющегося профиля в горных условиях необходимо предусмотреть прокладку трубопроводов в лотках для максимальной утилизации возможных аварийных выбросов углеводородов и снижения техногенного воздействия на окружающую среду.

Запорную арматуру на трубопроводах следует открывать и закрывать медленно во избежание гидравлического удара.

На всей запорной арматуре трубопроводов, имеющей редуктор или запорный орган со скрытым движением штока, должны быть указатели, показывающие направление их вращения: «Открыто», «Закрыто». Вся запорная арматура должна быть пронумерована согласно технологической схеме.

Запорная арматура нефтегазоконденсатопроводов (задвижки, краны и т.п.), расположенная в колодцах, должна иметь дистанционное управление или удлиненные штоки для открытия-закрытия ее без спуска человека в колодец.

Выкидные трубопроводы, непосредственно связанные со скважинами, должны быть оборудованы обратными клапанами или другими запорными устройствами, автоматически перекрывающими поток жидкости из скважины при аварийной разгерметизации нефтегазопровода.

Допускается применение дистанционно управляемых запорных устройств, если параметры работы скважины контролируются дистанционно и запорные устройства могут быть закрыты с пульта управления скважиной.

Перед вводом в эксплуатацию участок трубопровода или весь трубопровод должен подвергаться очистке полости и испытаниям на прочность и герметичность. Эти операции проводятся после полной готовности участка или всего трубопровода (полной засыпки, обвалования или крепления на опорах, установки арматуры и приборов, катодных выводов, представления исполнительной документации на испытываемый объект).

Продувку и испытание нефтегазосборных трубопроводов (от скважин до дожимных насосных установок или до центрального пункта сбора) следует осуществлять в соответствии с проектной документацией и технологическим регламентом.

Способы испытания и очистки полости трубопроводов устанавливаются проектной организацией в рабочем проекте, проекте производства работ.

Перед началом продувки и испытания трубопровода газом или воздухом должны быть определены и обозначены знаками опасные зоны, в которых запрещено находиться людям во время указанных работ.

На территории охранной зоны нефтегазопроводов не допускается устройство канализационных колодцев и других заглублений, не предусмотренных проектом, за исключением углублений, выполняемых при ремонте или реконструкции по плану производства работ.

Периодичность испытания трубопроводов устанавливается нефтегазодобывающим предприятием с учетом свойств транспортируемой среды, условий ее транспортировки и скорости коррозионных процессов.

Основные результаты ревизии трубопроводов должны быть отражены в техническом паспорте.

Эксплуатация трубопроводов должна осуществляться при параметрах, предусмотренных проектом. Изменения в технологический процесс, регламент могут вноситься только при наличии проектно-сметной документации, утвержденной техническим руководителем предприятия.

Запрещается эксплуатация трубопроводов, предназначенных для перекачки взрыво-, пожароопасных и агрессивных газов и продуктов при наличии «хомутов» и других устройств, применяемых для герметизации трубопроводов в полевых условиях.

При профилактических осмотрах нефтегазопроводов обходчиком запрещается спускаться в колодцы и другие углубления на территории охранной зоны.

Сроки проведения ревизии нефтегазосборных трубопроводов устанавливаются администрацией предприятия и службой технического надзора в зависимости от скорости коррозионно-эрозионных процессов с учетом опыта эксплуатации аналогичных трубопроводов, результатов наружного осмотра, предыдущей ревизии и необходимости обеспечения безопасной и безаварийной эксплуатации трубопроводов в период между ревизиями, но не реже чем 1 раз в 8 лет.

Первую ревизию вновь введенных в эксплуатацию нефтегазопроводов следует проводить не позже чем через один год после начала эксплуатации.

Ревизии нефтегазосборных трубопроводов должны проводиться в соответствии с установленным порядком по графику, разработанному службой технического надзора и утвержденному техническим руководством предприятия.

Периодические испытания трубопроводов на прочность и герметичность необходимо проводить, как правило, во время проведения ревизии трубопроводов.

Периодический контроль состояния изоляционного покрытия трубопроводов проводится существующими методами диагностирования, позволяющими выявлять повреждения изоляции без вскрытия грунта, по графику, утвержденному руководителем предприятия.

Резервуары

Настоящие Правила распространяются на стальные сварные цилиндрические резервуары (РВС) вместимостью от 100 до 50 000 м³, предназначенные для сбора, хранения и подготовки сырой и товарной нефти, а также сбора и очистки воды перед ее закачкой в пласты.

Выбор типа резервуара, его внутренней оснащенности, противокоррозионного покрытия, способа монтажа обосновывается проектом в зависимости от емкости, назначения, климатических условий, характеристики сред, а также с учетом максимального снижения потерь.

Каждый резервуар должен быть оснащен: дыхательными клапанами, предохранительными клапанами, огнепреградителями, уровнемерами, пробоотборниками, сигнализаторами уровня, манометрами, устройствами для предотвращения слива (хлопушами), противопожарным оборудованием, оборудованием для подогрева, приемо-раздаточными патрубками, зачистным патрубком, вентиляционными патрубками, люками (люк световой, люк замерный).

Резервуары, в которые при отрицательной температуре окружающего воздуха поступают нефть, вода с температурой выше О°С, оснащаются непримерзающими дыхательными клапанами.

Не допускается монтаж резервуаров вместимостью более 10 000 м³ рулонным методом.

Вертикальные швы первого пояса стенки резервуара не должны быть расположены между приемо-раздаточными патрубками; швы приварки отдельных элементов оборудования должны располагаться не ближе 500 мм один от другого и от вертикальных соединений стенки, не ближе 200 мм от горизонтальных соединений.

Каждый резервуар должен быть огражден сплошным земляным валом, рассчитанным на гидростатическое давление разлившейся жидкости из резервуара.

Размещение задвижек внутри обвалования не допускается, кроме запорных и коренных, установленных непосредственно у резервуара и предназначенных только для обслуживания данного резервуара.

Колодцы и камеры управления задвижками следует располагать с внешней стороны обвалования.

Основание резервуара должно защищаться от размыва поверхностными водами, для чего должен быть обеспечен постоянный отвод вод по канализации к очистным устройствам.

Сброс загрязнений после зачистки резервуаров в канализацию не допускается. Сточные воды, образующиеся при зачистке резервуаров, отводятся по сборно-разборным трубопроводам в шламонакопители.

Устройство, взаимное расположение и расстояния между отдельными резервуарами и группами должны соответствовать требованиям СНиП 2.11.03-93 «Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы».

Перед вводом резервуара в эксплуатацию проводятся гидравлические испытания, а также проверяется горизонтальность наружного контура днища и геометрическая форма стенки резервуара.

Резервуары, находящиеся в эксплуатации, подлежат периодическому обследованию, диагностике, позволяющей определить необходимость и вид ремонта, а также остаточный срок службы резервуара.

4. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

4.1 Охрана недр и окружающей среды при сборе и подготовке нефти и газа

В условиях интенсивной индустриализации и химизации народного хозяйства проблема окружающей среды приобретает острый характер.

В настоящее время было бы напрасно связывать рост атмосферного загрязнения с каким-то особым видом индустриальной деятельности, с какой-то конкретной современной технологией. В действительности это -- результат воздействия многочисленных факторов, характерных для современной цивилизации: роста производства энергии и металлургической промышленности, увеличения числа автомобилей и самолетов, сжигание тысяч тонн отходов, большого количества нефтяного газа и т.д.

Основная роль в осуществлении плановой системы мер по охране окружающей среды отводится в настоящее время совершенствованию технологии производства, а также максимальному сокращению и утилизации отходов.

При добыче нефти вместе с ней извлекаются большие объемы пластовой высокоминерализованной воды, в нефтяном газе могут содержаться весьма вредные для здоровья людей и окружающей живой природы сероводород Н₂S и углекислый газ СО₂. Содержание Н₂S в воздухе свыше 3 мг/м³ опасно для жизни людей, а сброс пластовых сильноминерализованных вод в открытые водоемы и реки может привести к полному уничтожению флоры и фауны и, как следствие, истреблению ценных пород рыб. В настоящее время вместе с нефтью на поверхность поступает около 1 млрд. 200 млн.м³ пластовой воды, которая должна тщательно очищаться от нефти и снова закачиваться в продуктивный пласт для поддержания в нем давления и увеличения коэффициента нефтеотдачи.

Нефтяные и природные газы, содержащие Н₂S и СО₂, должны подаваться на специальные очистные установки для получения элементарной серы и сжиженной углекислоты.

Иногда пластовая вода после отделения ее от нефти закачивается в поглощающие скважины, в этом случае необходимо предусмотреть, чтобы она не контактировала с водами, добываемыми из водоносных горизонтов для хозяйственных и промышленных нужд.

Для предупреждения загрязнения окружающей среды на месторождениях предусмотрено следующие мероприятия:

- герметизация технологических процессов в подготовке нефти, газа и воды;

- комплексная автоматизация технологических процессов, предупреждение возникновения аварийных ситуаций;

- блокировка оборудования и сигнализация при отклонении от нормальных условий эксплуатаций;

- стационарная система пожаротушения;

- оснащение технологического оборудования предохранительными устройствами со сброса и в специальные емкости, с последующим возвращением жидких продуктов в технологический процесс;

- сжигание газа в аварийных ситуациях на факеле, высота которого обеспечивает рассеивание дымовых газов до приземной концентрации ниже предельно допустимого;

- опорожнение и дренаж с технологических емкостей в закрытую систему;

- отсутствие технологических выбросов в атмосферу, на поверхность земли;

- антикоррозийная защита оборудования и трубопроводов;

- подготовка пластовой воды с последующей закачкой в пласт в систему заводнения;

В аварийных случаях территория, загрязненная продуктами производства нефтью, реагентами должна быть обозначена указателями. После аварийного разлива должна тщательно очищаться от продукта: производится сбор продукта, территория тщательно зачищается. В местах, где это невозможно, участок присыпается чистым грунтом.

Сохранение и охрана природных ресурсов - важнейшая мировая проблема, все более усложняющаяся в связи с урбанизацией общества, интенсивным развитием промышленности.

В республике мероприятия, направленные на охрану окружающей среды, рассматриваются как часть глобальных экономических и социальных мероприятий. Охрана природы и рациональное использование природных ресурсов включаются в планы экономического и социального развития.

Проблема рационального использования и охрана окружающей природной среды - одна из важнейших проблем для нефтедобывающей промышленности. Это связано с тем, что ввод в действие новых нефтяных месторождений, привлечение к нефтедобывающей отрасли больших трудовых ресурсов требует ускоренного решения вопросов оптимизации условий проживания населения районов размещения нефтедобывающих предприятий.

Нефтедобывающая промышленность относится к отраслям, потребляющим огромное количество водных ресурсов на технологические нужды, что в свою очередь приводит к образованию почти таких же количеств сточных вод. Разработка нефтяных месторождений при несоблюдении правил охраны окружающей среды, нарушения технологической дисциплины, а также нерешенности некоторых проблем защиты нефтепромыслового оборудования и коммуникаций от коррозионного разрушения может привести к значительному загрязнению объектов внешней среды не только в пределах самих месторождений, но и на прилегающих территориях. В связи с этим проблема охраны окружающей среды практически существует во всех звеньях бурения, добычи нефти, сбора и транспорта продукции скважин.

При применении ингибиторов на промысловых объектах необходимо предусматривать меры предосторожности по охране здоровья рабочих, предупреждению пожаров и исключению загрязнения окружающей среды исходя из действующих Правил охраны поверхностных вод от загрязнения сточными водами.

Основные правила защиты окружающей среды от загрязнения ингибиторами сформулированы в РД-39-1-218-79, РД-39-1-219-79 по технологии применения ингибиторов солеотложения при добыче нефти.

В последние годы были исследованы санитарно-гигиенические и санитарно-токсикологические свойства нескольких десятков различных химических веществ, рекомендованных к использованию в технологических процессах нефтедобычи. При этом установлено, что химреагенты используемые на нефтедобывающих предприятиях при попадании в природные воды оказывают отрицательное влияние на органолептические свойства воды (придают воде запах, привкус, окраску, мутность, образуют пену), самоочищающую способность водоемов, а также оказывают токсическое действие на теплокровные организмы, употребляющие воду, содержащую химреагенты.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Резюмируя результаты курсовой работы можно прийти к выводу о том, что коррозия является одной из важнейших проблем в нефтяной промышленности, приводящая к выходу из строя нефтепромыслового оборудования и трубопроводов. Актуальность данной темы обусловлена увеличением объемов добычи сероводородсодержащей нефти, а также с появлением в продукции скважин высокоминерализованной воды. Для борьбы с коррозией необходимо знать сущность данного процесса, механизмы ее протекания, условия, ускоряющие и замедляющие коррозию металла.

Различают атмосферную, внешнюю и внутреннюю коррозии. В зависимости от соотнесения коррозии к тому или иному виду и выбираются определенные методы борьбы с ней. При этом нужно учесть одно обстоятельство: лишь комплексный подход к проблемам защиты от коррозии труб является надежным и наиболее рациональным путем решения проблемы.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Ишмурзин А.А., Храмов Р.А. Процессы и оборудование системы сбора и подготовки нефти, газа и воды. - Уфа: УГНТУ, 2003.

2. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды к транспорту. - М.: Недра, 1978.

3. Правила безопасности в нефтяной промышленности. - С.- Пб.,2001.

4. Проект разработки Илишевского нефтяного месторождения. Договор 4206 (4 книги, 1 папка). Разработан ООО «БашГео Проект». - Уфа 2007.

5. Технологический регламент на эксплуатацию системы трубопроводов Чекмагушевского ЦДНГ №1. Филиал ОАО АНК «Башнефть» «Башнефть - Уфа».

6. Технологический регламент на эксплуатацию УПС «Кадырово». Филиал ОАО АНК «Башнефть» «Башнефть - Уфа» Чекмагушевское УДНГ.

7. Эксплуатация промысловых трубопроводов. ОАО АНК «Башнефть». Стандарт организации.

Размещено на Allbest.ru