Исследование эффективности применения санации как метода защиты от коррозии

Размещено на http://www.Allbest.Ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования

Национальный исследовательский томский политехнический университет

Инженерная школа природных ресурсов (ИШПР)

Направление подготовки (специальность) «Нефтегазовое дело»

Профиль «Надежность и долговечность газонефтепроводов и хранилищ»

Отделение нефтегазового дела

МАГИСТЕРСКАЯ ДИССЕРТАЦИЯ

Тема работы

Исследование эффективности применения санации как метода защиты от коррозии

Выполнил: Миллер О.Ю.

Студент группы 2БМ6А

Руководитель: к.п.н,

доцент Брусник О.В.

Томск



ЗАДАНИЕ

на выполнение выпускной квалификационной работы в форме: магистерской диссертации

Студенту: группы 2БМ6А Миллеру Олегу Юрьевичу

Тема работы: «Исследование эффективности применения санации как метода защиты от коррозии»

Техническое задание

Исходные данные к работе: (наименование объекта исследования или проектирования; производительность или нагрузка; режим работы (непрерывный, периодический, циклический и т.д.); вид сырья или материал изделия; требования к продукту, изделию или процессу; особые требования к особенностям функционирования (эксплуатации) объекта или изделия в плане безопасности эксплуатации, влияния на окружающую среду, энергозатратам; экономический анализ и т.д.).	Объектом исследования диссертации является участок внутрипромыслового нефтепровода, подверженный коррозионному износу по типу ручейковой коррозии. Диаметр трубопровода: 325 мм; толщина стенки: 12 мм. Длина рассматриваемого участка: 800 м.
Перечень подлежащих исследованию, проектированию и разработке вопросов (аналитический обзор по литературным источникам с целью выяснения достижений мировой науки техники в рассматриваемой области; постановка задачи исследования, проектирования, конструирования; содержание процедуры исследования, проектирования, конструирования; обсуждение результатов выполненной работы; наименование дополнительных разделов, подлежащих разработке; заключение по работе).	1. Изучение литературных источников и нормативной документации по проблеме внутренней коррозии 2. Исследование причин возникновения ручейковой коррозии 3. Оценка методов борьбы с внутренней коррозией нефтепроводов с учетом условий эксплуатации Ванкорского месторождения 4. Расчет отбраковочной толщины стенки корродированного трубопровода 5. Проведение компьютерного моделирования в среде ANSYS с целью оценки НДС корродированного трубопровода 6. расчет затрат на аварийную остановку и устранение дефекта исследуемого участка внутрипромыслового трубопровода 7. Рассмотрение вопросов безопасности сотрудников компании при проведении работ
Перечень графического материала	Технологическая схема внутрипромысловых трубопроводов Майского месторождения
Консультанты по разделам выпускной квалификационной работы
Раздел	Консультант
«Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение»	Макашева Ю.С., ассистент
«Социальная ответственность»	Немцова О.А., ассистент
Названия разделов, которые должны быть написаны на русском и иностранном языках:
1. Литературный обзор
2. Анализ информации о ручейковой коррозии и способах противокоррозионной защиты
3. Анализ существующих технологий санации
4. Расчетно-экспериментальная часть
5. Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение
6. Социальная ответственность

Дата выдачи задания на выполнение выпускной квалификационной работы по линейному графику

Задание выдал руководитель: Брусник Олег Владимирович к.п.н, доцент

Задание принял к исполнению студент: Миллер О.Ю.

Задание для раздела «Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение»

Исходные данные к разделу «Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение»:
1. Стоимость барреля нефти, курса доллара, зависимость объема нереализуемой добычи от времени остановки трубопровода.	Затраты на технику, руб/ч: Колесный вездеход - 708; Камаз с АНРВ - 1107 Тарифная ставка работников (ИТР, слесари, сварщики), руб./час: 601; 505; 402; 502 Вахтовая надбавка: 350руб. Стоимость материалов, руб.: Муфта (П2) - 29 500 Электрод - 100 Перчатки - 90 Диск шлифовальный - 30 Диск отрезной - 30 Стоимость 1 барреля нефти: 77 долл.
2. Стоимость ресурсов научного исследования (НИ): материально-технических, энергетических, финансовых, информационных и человеческих	Время работы техники: 1й день: 11ч. 2й день: 8,5ч. Время работы каждого работника: 1й день: 11ч.; 2й день: 8,5ч. Расход материалов, руб.: Муфта (П2) - 1 Электрод - 20 Перчатки - 4 Диск шлифовальный - 8 Диск отрезной - 2
3. Используемая система налогообложения, ставки налогов, отчислений, дисконтирования и кредитования	Ставка налога на прибыль 20 %; Страховые вносы 30%; Налог на добавленную стоимость 18%
Перечень вопросов, подлежащих исследованию, проектированию и разработке:
1. Оценка коммерческого потенциала, перспективности и альтернатив проведения НИ с позиции ресурсоэффективности и ресурсосбережения	SWOT- анализ технологии, оценка готовности проекта к коммерциализации, технико- экономическое обоснование целесообразности внедрения новой техники или технологии выполнения работ
2. Планирование и формирование бюджета научных исследований	Линейный график выполнения работ
3. Определение ресурсной (ресурсосберегающей), финансовой, бюджетной, социальной и экономической эффективности исследования	Расчет экономической эффективности внедрения новой техники или технологии
Перечень графического материала (с точным указанием обязательных чертежей):
Таблицы: - Расчет ФОТ - Расчет затрат на транспорт - Расчет затрат на материалы - Расчет затрат на топливо

Задание для раздела «Социальная ответственность»

Исходные данные к разделу «Социальная ответственность»:
1. Характеристика объекта исследования (вещество, материал, прибор, алгоритм, методика, рабочая зона) и области его применения	Рабочее место расположено на открытом воздухе. Система нефтесборных коллекторов располагается в Западно- Сибирском федеральном округе. Местность болотистая. Климат резко- континентальный. При ремонте нефтепровода могут возникать вредные и опасные факторы для здоровья человека. Негативное воздействие на окружающую природу сводится к минимуму. В редких случаях возможно возникновение аварийных ситуаций.
Перечень вопросов, подлежащих исследованию, проектированию и разработке:
Анализ выявленных вредных факторов проектируемой производственной среды в следующей последовательности: - физико-химическая природа вредности, её связь с разрабатываемой темой; - действие фактора на организм человека; - приведение допустимых норм с необходимой размерностью (со ссылкой на соответствующий нормативно-технический документ); - предлагаемые средства защиты (сначала коллективной защиты, затем - индивидуальные защитные средства)	1. Недостаточная освещенность рабочей зоны; 2. Превышение уровня шума; 3. 3.Высокий уровень вибрации; 4. Повышенная загазованность воздуха рабочей зоны. 5. Отрицательные температуры.
Анализ выявленных опасных факторов проектируемой произведённой среды в следующей последовательности - механические опасности (источники, средства защиты; - термические опасности (источники, средства защиты); - электробезопасность (в т.ч. статическое электричество, молниезащита - источники, средства защиты); - пожаровзрывобезопасность (причины, профилактические мероприятия, первичные средства пожаротушения)	1. Движущиеся машины и механизмы производственного оборудования; 2. Поражение электрическим током; 3. Опасность возникновения пожара.
Охрана окружающей среды: - защита селитебной зоны - анализ воздействия объекта на атмосферу (выбросы); - анализ воздействия объекта на гидросферу (сбросы); - анализ воздействия объекта на литосферу (отходы); - разработать решения по обеспечению экологической безопасности со ссылками на НТД по охране окружающей среды.	Разгерметизация нефтепровода сопровождается: -загрязнением атмосферного воздуха (устраняется путем утилизации розлитого агента); - загрязнением поверхностных водных источников и подземных вод (предотвращается методом установки боновых заграждений на водоемах); -повреждением почвенно-растительного покрова (последствия розлива устраняются рекультивацией плодородного слоя.
Защита в чрезвычайных ситуациях: - перечень возможных ЧС на объекте; - выбор наиболее типичной ЧС; - разработка превентивных мер по предупреждению ЧС; - разработка мер по повышению устойчивости объекта к данной ЧС; - разработка действий в результате возникшей ЧС и мер по ликвидации её последствий	Чрезвычайные ситуации на нефтепроводе могут возникать в результате аварийных ситуаций и при их устранении. Для избегания возникновения ЧС (воздействия) необходимо соблюдать правила техники безопасности, руководствоваться нормативными документами.
Правовые и организационные вопросы обеспечения безопасности: - специальные (характерные для проектируемой рабочей зоны) правовые нормы трудового законодательства; - организационные мероприятия при компоновке рабочей зоны	В области охраны труда и безопасности жизнедеятельности трудовую деятельность регламентируют правовые, нормативные акты, инструктивные акты в области охраны труда и отраслевые документы.

Задание выдал консультант: Ассистент ООД ШБИП Немцова О.А. -

Задание принял к исполнению студент: Миллер О.Ю.



Календарный рейтинг-план выполнения выпускной квалификационной работы

Дата контроля	Название раздела (модуля) / вид работы (исследования)	Максимальный балл раздела (модуля)
15.12.2016	Литературный обзор	10
20.03.2017	Анализ информации о ручейковой коррозии и способах противокоррозионной защиты	20
23.04.2017	Исследование причин коррозионных повреждений на рассматриваемом объекте, оценка гипотез в соответствии с литературой	20
01.10.2018	Анализ технологий санации. Обобщение результатов исследования покрытия на коррозионную стойкость	20
20.12.2018	Проведение компьютерного моделирования НДС	10
20.04.2018	Финансовый менеджмент. Социальная ответственность	10
11.05.2018	Результаты работы	5
12.05.2018	Презентация	5

Составил преподаватель: Брусник О.В. к.п.н, доцент

Согласовано: Бурков П.В. д.т.н, профессор



Определения, обозначения, сокращения, нормативные ссылки

В работе были использованы следующие определения:

Нефтепровод- сооружение из труб, соединительных деталей и арматуры для передачи на расстояние нефти.

Нефтесборный коллектор- трубопровод для транспорта продукции нефтяных скважин от замерных установок до пунктов первой ступени сепарации нефти.

Давление рабочее- наибольшее избыточное давление, при котором обеспечивается заданный режим эксплуатации нефтепровода.

Перекачка- процесс перемещения нефти (нефтепродуктов) по трубопроводу.

Эксплуатация нефтепровода- использование магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода) по назначению, определенному проектной документацией.

Отказ- потеря способности выполнять требуемые функции.

Запорная арматура- арматура, предназначенная для перекрытия потока рабочей среды с определенной герметичность.

Коррозия металлов- разрушение металлов вследствие химического или электрохимического взаимодействия их с коррозионной средой.

Безотказность- способность выполнять требуемые функции в заданном интервале времени при данных условиях.

Эффективность- способность удовлетворять требованиям к услуге с заданными количественными характеристиками.



Обозначения и сокращения

В данной работе были использованы следующие сокращения и обозначения:

НСК - нефтесборный коллектор.

ЗА - запорная арматура

ЦТОиРТ - цех по техническому обслуживанию, эксплуатации и ремонту трубопровода

УПН - установка подготовки нефти

ЕП-8 - емкость подземная дренажная

АГЗУ - автоматическая групповая замерная установка

КПП СОД - камера пуска (приема) средств очистки и диагностики

СОД - средство очистки и диагностики

ПК - пикет

БРС - быстроразъемное соединение

ШВД - шланг высокого давления

ГСМ - горюче- смазочные материалы

ЧС - чрезвычайная ситуация

СИЗ - средства индивидуальной защиты

СИЗОД - средства индивидуальной защиты органов дыхания

В работе были осуществляется ссылка на следующие стандарты: ГОСТ 5272-68 Коррозия металлов. Термины.

ГОСТ Р 52720 - 2007 Арматура трубопроводная. Термины и определения. ГОСТ Р 53480-2009 Надежность в технике. Термины и определения.

ГОСТ 27.301-95. Надежность в технике. Расчет надежности. Основные положения.

ГОСТ 12.1.003-2014 Система стандартов безопасности труда. Шум. Общие требования безопасности.

ГОСТ 12.1.012-2004 Система стандартов безопасности труда. Вибрационная безопасность. Общие требования.

ГОСТ 12.4.002-97 Система стандартов безопасности труда. Средства защиты рук от вибрации. Технические требования и методы испытаний.

ГОСТ 12.1.005-88 ССБТ. Общие санитарно-гигиенически требования к воздуху рабочей зоны (с Изменением N 1).

ГОСТ Р 22.0.01-94 Безопасность в ЧС. Основные положения.

ГОСТ 12.1.038-82 Электробезопасность. Предельно допустимые уровни напряжений прикосновения и токов.

ГОСТ 12.1.004- 91 Пожарная безопасность. Общие требования. ГОСТ 12.1.010- 76 Взрывобезопасность. Общие требования.

ГОСТ 12.3-003-86* Работы электросварочные. Требования безопасности.

ГОСТ 12.3.033-84 Строительные машины. Общие требования безопасности при эксплуатации.

ГОСТ 12.3.016-87 Строительство. Работы антикоррозионные. Требования безопасности.



РЕФЕРАТ

Выпускная квалификационная работа 109с., 31 рис., 18 табл., 55 источников, 1 приложение.

Ключевые слова: нефтесборный коллектор, внутренняя коррозия, противокоррозионная защита, санация, полимерный рукав, напряженно-деформированное состояние.

Объектом исследования является нефтесборный трубопровод.

Цель работы: исследование эффективности применения санации как метода защиты от коррозии нефтепроводов на примере месторождения.

В процессе исследования был проведен анализ методов защиты от коррозии с учетом условий эксплуатации месторождения, сделаны выводы об эффективности их применения в текущих условиях. Проведен анализ методов нанесения внутренних защитных покрытий с использованием технологии санации; рекомендовано для рассматриваемого объекта применить технологию с использованием гибкого полимерного термоотверждаемого рукава. Произведена оценка коррозионной стойкости покрытия. Проведен расчет напряженно-деформированного состояния корродированного трубопровода, а также получаемой двухслойной конструкции. Выполнен расчет потенциальных экономических потерь компании в аварийной ситуации. Приведены меры по охране труда и промышленной безопасности.

В процессе исследования проводились расчеты скорости потока транспортируемой среды разными методиками, проведен их сравнительный анализ. Рассмотрено влияние перекачиваемого флюида на проведение мероприятий по пропуску средств очистки и диагностики, выявлены основные проблемы, препятствующие проведению мероприятий и предложены решения. Позиционируются техника охраны труда, промышленной безопасности, пожарной безопасности, при проведении пропуска средств очистки и диагностики, технико- экономическая часть.

В результате исследования показана эффективность применения технологии для защиты от коррозии промысловых трубопроводов.

Степень внедрения: полученные данные могут быть использованы для разработки рекомендаций по принятию противокоррозионных мер.

Область применения: нефтесборные трубопроводы.

Экономическая эффективность/значимость работы: применения технологии санации в качестве защиты от внутренней коррозии повысит эксплуатационную надежность нефтесборных трубопроводов, снизит риск возникновения аварийных ситуаций, что позволит исключить убытки компании.



Оглавление

Введение

1. Анализ информации о ручейковой коррозии и способах противокоррозионной защиты

1.1 Проблема ручейковой коррозии

1.2 Способы борьбы с внутренней коррозией трубопроводов

1.2.1 Технологические методы

1.2.2 Применение ингибиторов

1.2.3 Защита от коррозии с помощью нанесения внутренних защитных покрытий

1.2.4 Использование магнитных устройств

1.2.5 использование многослойных неметаллических и армированных труб

1.2.6 Профилактический поворот корродированного трубопровода

1.2.7 Основные выводы

2. Анализ существующих технологий санации

2.1 Основные виды и технологические решения санации трубопроводов

2.2 Методы восстановления трубопроводных систем

2.2.1 Цементно-песчаное покрытие (ЦПП)

2.2.2 Быстроотверждаемое покрытие Scothcot на основе двухкомпонентного полимера Сороn Hycot

2.2.3 Сплошное покрытие. Метод «Чулка»

2.2.4 Протаскивание нового трубопровода в поврежденный старый (с его разрушением и без разрушения)

2.2.5 Точечные (местные) покрытия

2.3 Сравнительные показатели методов бестраншейного восстановления

• 3 Stress-strain state analysis of double-layer pipeline
• 3.1 Stress-strain state calculation of corroded pipeline
• 3.1.1 Projecting of the damaged pipeline model
• 3.1.2 Finite element method
• 3.1.2 Creating of the finite element model
• 3.1.4 Providing the experiment of the damaged pipeline
• 3.1.5 Results analysis
• 3.2 Stress-strain state calculation of the corroded pipeline with the protective layer
• 3.2.2 Experiment providing for damaged pipeline with inner protective covering
• 3.2.4 Retirement wall thickness calculation
• 4. порядок проведения работ
• 5. Результаты исследования
• 6 Финансовый менеджмент и ресурсосбережение
• 6.1 SWOT-анализ
• 6.2 Проведение оценки готовности проекта к коммерциализации
• 6.3 План проекта
• 6.4 Потери компании в результате остановки добычи
• 6.5 Расчет затрат на установку муфты П2
• 7. Социальная ответственность
• 7.2 Экологическая безопасность
• 7.3 Безопасность в чрезвычайных ситуациях
• 7.4 Правовые и организационные вопросы обеспечения безопасности
• Приложение А


Введение

В настоящее время транспортировка углеводородов, как правило, осуществляется с использованием трубопроводного транспорта. Большинство трубопроводов нефтегазовой отрасли выполнено стальными трубами, что обусловлено их высокой прочностью. Однако, имеется существенный недостаток стальных трубопроводов: высокая подверженность коррозионному износу.

По данным статистики на текущий момент коррозия трубопроводов является основной причиной отказов. По различным данным [1] от 40 до 50 процентов аварий приходится на коррозионный износ. Стоит отметить, что негативному влиянию коррозии наиболее подвержены промысловые трубопроводы вследствие высокой агрессивности перекачиваемой среды и сравнительно небольшой толщины стенки.

В связи с этим, одной из важнейших задач по повышению эксплуатационной надежности трубопроводов является поиск и подбор наиболее эффективных методов борьбы с коррозией. На текущий момент наиболее часто применяются следующие: нанесение внешней изоляции, электрохимическая защита, ингибирование.

Несмотря на большие затраты на борьбу с коррозией дефекты продолжают развиваться, что требует дополнительных затрат на аварийно-восстановительные работы. В случае, когда коррозионный износ достигает критических значений, возникает необходимость замены целого участка.

Продлить срок эксплуатации трубопровода на значительный промежуток времени можно с помощью бестраншейных технологий, а именно метода санации. Его применение позволяет замедлить коррозионный износ и продлить тем самым время безаварийной работы трубопровода, а также повысить его гидравлические характеристики.

В данной работы планируется рассмотреть возможность применения технологии санации для промысловых трубопроводов с различными видами дефектов. Таким образом, целью работы является оценка эффективности применения санации как метода защиты от коррозии.

В рамках поставленной цели предполагается решение следующих задач:

§ Изучение литературных источников и нормативной документации по проблеме внутренней коррозии

§ Исследование причин возникновения ручейковой коррозии

§ Оценка методов борьбы с внутренней коррозией нефтепроводов с учетом условий эксплуатации

§ Расчет отбраковочной толщины стенки корродированного трубопровода

§ Проведение компьютерного моделирования в среде ANSYS с целью оценки НДС корродированного трубопровода

§ Оценка экономического эффекта



1 Литературный обзор

Промысловые трубопроводы - инженерные сооружения, которые рассчитаны на длительный срок эксплуатации и предназначены для транспортировки нефти, нефтепродуктов, природного газа, воды и их смесей от места добычи до установок комплексной подготовки, и далее до места врезки в магистральный трубопровод или на другой вид транспорта [6].

Существует ряд нормативных документов, регламентирующих правила эксплуатации и сооружения промысловых нефтепроводов [2-5].

Согласно [2] промысловые трубопроводы разделяют на четыре категории в зависимости от их назначения, диаметра, рабочего давления, коррозионной активности перекачиваемой среды и газового фактора.

Важным вопросом нефтегазовой промышленности является надежная безаварийная эксплуатация объектов отрасли, так как они относятся к объектам повышенной опасности согласно [18]. В связи с чем на сегодняшний день существует множество работ, рассматривающих вопросы повышения надежности трубопроводов: В.Л. Березина, П.П. Бородавкина, Г.Г. Васильева, В.Б. Галеева, В.Х. Галюка, А.Г. Гумерова, К.А. Забелы, В.И. Зоненко, О.М. Иванцова и др.

Однако, несмотря на наличие большого числа исследований в этой области, по-прежнему существует ряд проблем, связанных с работой трубопроводного транспорта.

Актуальной задачей на сегодняшний день является исследование причин отказов промысловых трубопроводов вследствие коррозионных повреждений.

Отказы, как правило, происходят из-за коррозионных повреждений внутренней поверхности трубопровода. В пользу этого говорят многочисленные исследования в этой области как российских, так и зарубежных ученых [6, 7, 8, 9, 10, 11, 16, 15, 21]. В зависимости от конкретных условий скорости, коррозии промысловых трубопроводов могут варьироваться в широких диапазонах. Как показано в работах [11, 12] на месторождениях Западной Сибири скорость коррозии может достигать 5 мм в год. При том, что, согласно нормативной документации [13], перекачиваемая жидкость считается высокоагрессивной уже при превышении скорости коррозии 0,5 мм в год.

Согласно [12] факторами, влияющими на аномально высокие скорости коррозии, являются:

§ кислотность воды (pH< 4,3 со снижением pH резко возрастает скорость коррозии; при 4,3 <pH< 10 скорость коррозии слабо зависит от pH; при pH 10…13 скорость коррозии снижается с ростом pH);

§ температура (при повышении t скорость коррозии увеличивается за счет ускорения анодных и катодных процессов вследствие увеличения скорости движения ионов);

§ наличие CO₂ (увеличение парциального давления СО₂ ведет к возрастанию скорости коррозии)

§ минерализация воды (повышение концентрации солей повышает скорость коррозии)

§ гидродинамические параметры (при низких скоростях потока происходит разделение фаз жидкости, образуется водный подслой, который выносит механические примеси, что ведет к осаждению их на стенках труб)

В технической литературе [14,15] говорится, что основными причинами высоких скоростей коррозии (до 2,7 мм в год) являются следующие:

§ Массовое применение гидроразрыва пласта;

§ Реагентная обработка призабойной зоны пласта;

§ Снижение забойного давления ниже давления насыщения;

§ Увеличение обводненности и уровня солесодержания подтоварных пластовых вод.

По С.Б Киченко [17] основная причина аномально высокой скорости развития коррозии - высокая обводненность скважинной продукции. При текущих условиях достаточно частым является износ трубопроводов по типу ручейковой коррозии.

Согласно И.И. Мазуру и О.М. Иванцову удельный вес ручейковой коррозии в общем числе отказов составляет от 70 до 90% [16]. Поподько Д.В. в своей работе приводит данные о том, что наиболее распространенная причина отказа промысловых нефтепроводов - это внутренняя коррозия (91%). При этом, как утверждает автор, ручейковая коррозия составляет 71% от внутренней коррозии.

Как отмечает Абдуллин И.Г., интенсивные коррозионные процессы по типу «ручейковой коррозии» вызваны сложным напряженно-деформированным состоянием трубопровода, одновременным воздействием на металл обводненной нефти, газа, высокоминерализованных вод и истирающим воздействием абразивных частиц [7].

Стоит отметить, что в ряде работ [7, 21] ручейковая коррозия также определяется как «канавочная коррозия», что сути является одним и тем же, хотя и вызывает некоторое рассогласование в терминах. Согласно [22] данный тип коррозионного износа определяется, как «ручейковая коррозия».

В дальнейшем в работе используется официальный термин, однако в случае описания процесса построения геометрических моделей трубопровода с ручейковой коррозией будет также употребляться термин «канавка» из работы [21].

На данный момент разработаны различные методы по борьбе с внутренней коррозией трубопроводов. Многие работы посвящены этому вопросу [21, 23, 24, 25, 26]. Как правило, в числе основных методов по борьбе с внутренней коррозией выделяют: ингибиторную защиту [25, 26, 29], технологические методы [11], защита противокоррозионными составами внутренней поверхности труб [30, 31, 32], применение пластиковых и многослойных труб [33, 34]. Существуют также и другие методы такие как: магнитная защита, применение сталей нового поколения, профилактический поворот, катодная защита внутренней поверхности [23].

Разные авторы рассматривают применение различных методов. Так, в работах [26, 27, 29] акцент делается на применение ингибиторов для защиты от коррозии. Метод подразумевает образование защитной пленки на поверхности трубопровода, что препятствует химическому процессу коррозии. Бекбаулиева А.А. в своей работе исследует возможность применения катодной защиты внутренней поверхности трубопровода [23]. Суть метода сводится к образованию защитной оболочки на внутренней поверхности трубопровода за счет химических реакций, что схоже по принципу действия с ингибиторной защитой.

Несмотря на достигаемый положительный эффект оба вышеупомянутых метода не могут быть применены в определенных условиях или их эффективность будет недостаточной.

Согласно источникам [21, 35] а также результатам исследований нефтедобывающих компаний существует ряд факторов, препятствующих успешному применению ингибиторов, и методов связанных с образованием защитных пленок. На восходящих участках трубопровода, где ручейковая коррозия наблюдается наиболее часто, защитная пленка ингибитора удаляется вследствие абразивного воздействия частиц металла, песка и прочих примесей.

Авторы [21,28] предлагают использовать метод технологического поворота трубопровода, подверженного ручейковой коррозии. Данная методика позволяет продлить срок службы корродированного трубопровода, однако не решает проблемы сильного коррозионного воздействия перекачиваемой агрессивной жидкости.

Радикальным решением проблемы является замена труб на пластмассовые и многослойные (бипластмассовые) [33,34], однако данный способ решения проблемы требует значительных капитальных затрат и обладает своими технологическими сложностями.

Одним из перспективных решений является нанесение защитных покрытий на внутреннюю поверхность трубопровода [30, 31, 32, 36]. Как правило, когда речь идет о нанесении покрытий на внутреннюю поверхность труб, рассматривается возможность нанесения полимерных и других покрытий в заводских условиях, и хотя существует также опыт их нанесения в трассовых условиях, этот процесс может вызывать значительные трудности касательно качества работ.

В этом отношении представляет интерес метод санации, успешно применяемый в трубопроводном транспорте и трубопроводном транспорте углеводородов для восстановления несущей способности изношенных трубопроводов. Согласно [40] санация - полное восстановление трубопровода путём ликвидации повреждений всех видов, по всей протяжённости труб и в участках их стыковок, с помощью нанесения защитных покрытий.

На данный момент существует ряд источников [38, 39, 40, 41] рассматривающих различные методы нанесения, типы покрытий и эффективность их применения.

В работах Орлова В.А. и Храменкова С.В. приводятся основные технологии проведения санации: метод «труба в трубе», технология «U-лайнер», нанесение сплошных набрызговых покрытий, так называемая чулочная технология или CIPP (cured in place pipe).

Разные авторы [39-45] в своих работах исследуют различные методы нанесения покрытий, рассматривая их достоинства и недостатки.

Так, Байков И.Р. [42] предлагает использовать метод «труба в трубе» для создания защитного слоя в трубопроводе, препятствующего протеканию коррозионного процесса.

Метод «труба в трубе» [42, 43] предполагает введение полимерной трубы меньшего диаметра с цементным заполнением межтрубного пространства. Технология применяется на трубопроводах различных диаметров и материалов, в том числе стальных. К недостаткам метода относится необходимость заполнения межтрубного пространства и значительные усилия для протаскивания, а также вероятность снижения проходного сечения, приводящего к нарушению гидравлических параметров трубопровода.

Данные проблемы могут быть решены путем использования труб идентичного диаметра при протягивании в восстанавливаемый трубопровод (метод «U-лайнер») [43, 39]. В этом случае протаскиваемые трубы будут плотно прилегать к внутренней поверхности ремонтируемых. Это осуществляется путем протаскивания деформированных U или C - образных полимерных труб, которые впоследствии распрямляются при соответствующем давлении.

Работы [44, 45] рассматривают эффективность применения сплошных набрызговых покрытий: цементно-песчаных покрытий (ЦПП) и покрытий из полимерных материалов. Данный метод обладает своими особенностями и ограничениями по применению. Метод может оказаться неэффективным при восстановлении трубопровода с некоторыми типами сквозных дефектов.

Одним из наиболее перспективных методов на данный момент [23, 39, 43] является метод протаскивания полимерного рукава с обеспечением плотного прилегания к стенкам восстанавливаемого трубопровода. Для данного метода характерен ряд преимуществ: Алексеев

Хотя наибольшее распространение метод получил в трубопроводном транспорте, существуют также работы, посвященные его применению в нефтегазовой отрасли. В работе Алексеева А.В. [23] рассматривается возможность применения метода санации по чулочной технологии. Проводится моделирование НДС в области сквозного дефекта, с последующими экспериментальными исследованиями, которые показывают эффективность применения данной технологии для восстановления поврежденных нефтепроводов.

В работах [39,43] приведены методики подбора покрытий и расчета несущей способности получаемых после проведения санации двухслойных конструкций в трубопроводном транспорте. В Российской Федерации работы по осуществлению санации проводятся рядом компаний, на сайтах которых можно найти необходимую информацию по типам покрытий и рекомендации по условиям их применения [48].

В пользу эффективности применения защитных покрытий внутренней поверхности трубопроводов говорят данные по применению футерованных труб. Согласно [37] значительно снизилась аварийность на предприятиях ОАО «Башнефть» и ОАО «Татнефть» (на текущий момент входят в состав ПАО «НК Роснефть») после начала применения труб с внутренними покрытиями. Также, имеются многочисленные сведения об успешном использовании труб, восстановленных по чулочной технологии.

Таким образом, подводя итог, можно утверждать, что метод санации может быть выбран для исследования как перспективный метод борьбы с внутренней коррозией коррозией, что представляет научный интерес.



1. Анализ информации о ручейковой коррозии и способах противокоррозионной защиты

1.1 Проблема ручейковой коррозии

Надежность трубопроводов определяет их эффективность и экологическую безопасность. Надежность [48] - свойство изделия или оборудования выполнять свои функции в заданных пределах в течение определенного времени, не изменяя свои рабочие характеристики.

Одной из наиболее часто встречающихся проблем отказов является ручейковая коррозия. Согласно литературным источникам [13,9,7] внутренняя коррозия составляет 91% из числа дефектов трубопроводов, при этом 70% принадлежит ручейковой коррозии, так же ее называют часто «канавочный износ» [11].

Несмотря на большое количество исследований в этой области, проблема канавочного износа трубопроводов по-прежнему является актуальной.

На сегодняшний день данный тип коррозии хорошо известен нефтяникам из-за способности за небольшой отрезок времени проникать в основной металл по нижней образующей трубопроводов и приводить к их выходу из строя вследствие повышенной скорости коррозии.

Существуют различные способы по борьбе с ручейковой коррозией. К ним можно отнести: применение ингибиторов коррозии, технологические методы борьбы с коррозией, нанесение защитных полимерных покрытий, использование магнитных устройств, улавливающих частицы абразива, использование пластмассовых и металлопластовых труб.

По природе происхождения ручейковая коррозия является многофакторным процессом, т.е. на скорость ее протекания влияют наличие механических примесей, приводящих к механическому износу стенки трубы и электрохимическая коррозия, определяемая свойствами перекачиваемой жидкости.

1.2 Способы борьбы с внутренней коррозией трубопроводов

Как было показано выше, наиболее распространенными способами борьбы с коррозией является ингибирование, технологические методы, а также другие менее распространенные.

1.2.1 Технологические методы

Одна из наиболее часто встречающихся причин отказов нефтепроводов - это коррозионный износ по нижней образующей. Характер контакта ГСЖ (газожидкостных смесей) с внутренней поверхностью трубопровода, а также специфика диффузионных процессов обусловлены гидродинамическими режимами течения смесей.

Согласно [11] при содержании воды в перекачиваемом продукте менее 25…35% поверхность металла почти не смачивается. Хотя имеются сведения о появлении питтинговых дефектов даже при 0,1% содержании воды. В качестве показателя вероятности появления ручейковой коррозии в зависимости от скорости течения рассматривают критерий Фруда (Fr). При значении менее 0,2 вероятность возникновения ручейковой коррозии достаточно высока.

Однако, на НКТ питтингообразование наблюдается на участках, где существует устойчивый пробковый режим течения ГСЖ. В то время как скорость общей коррозии составляет 0,25 мм в год, скорость локальной может достигать 2,5 мм в год.

С целью предотвращения внутренней коррозии рекомендуется обеспечивать турбулентный режим перекачки жидкости со скоростью не меньше 0,65 м/с [11].

Внутренняя коррозия может быть частично предотвращена при переводе коррозионно-активной среды внутрь потока, а именно за счет создания эмульсионной структуры потока «вода в нефти».

Однако, в реальных условиях не всегда есть возможность повысить скорость перекачиваемой жидкости. Это может быть связано с ухудшением некоторых параметров трубопровода в процессе эксплуатации (снижение толщины стенки), с уменьшением добычи нефти, а также с часто меняющимися режимами перекачки.

К числу технологических методов борьбы с внутренней коррозией трубопроводов могут быть отнесены мероприятия по снижению обводненности перекачиваемого продукта. Так, компанией ОАО «Сургутнефтегаз» в 2003 были проведены работы по снижению аварийности за счет строительства УПСВ. на текущий момент на промыслах компании в работе находится 74 УПСВ, 65 из которых имеют в своем составе трехфазные сепараторы. Это позволяет обеспечивать работу нефтепроводов в режиме транспорта нефти, при котором обводненность составляет порядка 2,5 -3%, что исключает проявление ручейковой коррозии. Стоит отметить, что данный метод борьбы с коррозией зачастую неприменим ввиду высокой стоимости его реализации. В частности, условия эксплуатации Ванкорского месторождения, рассматриваемого в работе, делают метод нерентабельным.

1.2.2 Применение ингибиторов

Наибольшее распространение получил метод ингибирования. При этом эффективность применения ингибиторов составляет около 85%, а объемы производства отечественных ингибиторов не отвечают потребностям отрасли.

Главная причина коррозии - это наличие в транспортируемой жидкости солей и газов. Растворенные в перекачиваемой среде соли и газы являются электролитом, который является причиной коррозии внутренней поверхности нефтепроводов.

Коррозия может быть замедлена или приостановлена путем добавления в перекачиваемую жидкость химических веществ, которые разделяют на нейтрализаторы и ингибиторы коррозии. Наибольшее распространение получили ингибиторы, нейтрализаторы почти не применяются. Для использования ингибиторов необходимо наличие сведений о виде коррозии и условиях ее протекания.

Суть защитного механизма ингибиторов заключается в том, что на поверхности металла образуется защитная пленка, которая разделяет агрессивную среду и поверхность трубопровода. На данный момент разработано огромное количество химических соединений, которые используются в целях ингибирования. Классификация ингибиторов коррозии осуществляется по характеру среды, где протекает коррозия, по растворимости в воде, по агрегатному состоянию химического вещества.

В настоящее время для защиты нефтегазового оборудования используются, в основном, азотосодержащие соединения с длинными углеродными цепями. Производится как непрерывное введение ингибитора, так и однократная обработка.

Сильнее всего ручейковая коррозия проявляется на восходящих участках трасы трубопровода. Под воздействием абразивных частиц происходит удаление ингибитора по нижней образующей трубы, защитная пленка нарушается, что приводит к отсутствию положительного эффекта от применения ингибитора.

При проведении анализа применения ингибиторов на промыслах ОАО «Роснефть-Дагнефть» были сделаны следующие выводы:

- присутствие механических примесей в перекачиваемой жидкости не позволяет снизить интенсивность ручейковой коррозии;

- использование ингибиторов в условиях коррозионного износа ручейкового типа может быть экономически необоснованным.

1.2.3 Защита от коррозии с помощью нанесения внутренних защитных покрытий

В качестве одного из наиболее перспективных методов борьбы с внутренней коррозией трубопроводов рассматривают нанесение защитных полимерных покрытий. При создании таких двуслойных конструкций «стальной трубопровод - полимерный внутренний слой» можно получить изделия, сочетающие в себе прочность и жесткость, характерную для металлов, с химической стойкостью и другими свойствами, присущими полимерным материалам.

Внутренние покрытия из полимеров защищают трубопровод от коррозионного воздействия перекачиваемой среды, предотвращают отложение парафинов и солей, защищают поверхность от абразивного механического износа, а также снижают гидравлические потери.

Классификация материалов покрытий происходит по их назначению, физическом свойствам, способам нанесения и другим признакам. Растворы, дисперсии и порошки называют лакокрасочными материалами. Как правило, лакокрасочные материалы - это многокомпонентные составы, которые способны в определенных условиях создать пленку, удерживающуюся на изделии за счет адгезии. Их составной компонент - пленкообразователь, передающий материалу покрытия способность образовывать защитную пленку. Он в значительной степени определяет ее основные свойства. Для пленкообразователей используют органические вещества типа мономеров, полимеров или олигомеров. Материалы могут содержать два и более пленкообразователя. Также, в состав материала покрытия входят пластификаторы, наполнители, пигменты, стабилизаторы, отвердители, ускорители, инициаторы и прочие добавки.

Лакокрасочные материалы могут быть разделены на грунтовки, лаки, эмали, шпатлевки. В зависимости от химической природы пленкообразователей, которые входят в состав покрытия, выделяют:

- эпоксидные;

- каучуковые;

- битумные;

- перхлорвиниловые;

- полиуретановые;

- полиэфирные.

Нанесение покрытий на внутреннюю поверхность трубопроводов происходит на заводах и трубных базах.

Перед нанесением покрытий производится подготовка труб, которая включает в себя очистку их внутренней поверхности и другие мероприятия по повышению коррозионной стойкости концов труб.

В зависимости от степени загрязнения производится выбор способа очистки. Как правило, применяют пескоструйную обработку, в отдельных случаях может быть применена химическая обработка, когда необходимо добиться более высокой адгезии.

В работе [24] приводится информация о возможности применения покрытия на основе полимерной пленки трубопроводов, бывших в эксплуатации. С помощью покрывных пробок, которые обеспечивают постепенное перемещение определенного объема лакокрасочного материала по внутренней поверхности труб, наносится покрытие на предварительно подготовленную поверхность. При этом производится удаление излишка материала с окрашиваемой поверхности. Данная технология рассматривается в работе Бекбаулиевой [24].

На текущий момент метод не нашел широко применения из-за сложности проведения работ и достаточно высокой стоимости. Кроме того, достаточно сложно добиться полной адгезии для труб, бывших в эксплуатации.

1.2.4 Использование магнитных устройств

В 1989 году предприятием ПО Мегионнефтегаз была разработана методика борьбы с внутренней коррозией трубопроводов с использованием магнитной обработки потока перекачиваемой среды.

В рассматриваемых условиях внутренняя коррозия нефтесборных коллекторов предприятия происходила по нижней образующей трубы и стимулировалась катодными осадками из соединений железа.

Суть магнитной обработки заключалась в улавливании металлических частиц потока жидкости с помощью устройств, которые представляли собой катушки соответствующего диаметра с фланцами, имевшими в своем составе постоянные магниты. Результатов исследований на образцах-свидетелях не дали достоверных результатов о скоростях коррозии. Устройства не нашли широкого применения в конечном счете. Одним из решающих факторов был тот факт, что во многих случаях мы имеем дело с механическими примесями неметаллического характера (песок).

1.2.5 Использование многослойных неметаллических и армированных труб

В последнее время повысился интерсес к применению пластиковых труб в нефтяной отрасли. Выкидные и напорные линии могут сооружаться из таких труб, а также сборные системы, в них давление не превышает 3,5 МПа, температура поступающей промысловой воды ниже 82⁰С. Данный тип труб доказал свою надежность и возможность работать длительное время не подвергаясь коррозии.

На сегодняшний день разработано и производится большое количество химических составов, используемых для производства труб. Производством пластиков занимаются такие страны как Западная Европа, Америка, Япония, Южная Корея и др. В Канаде и США имеет достаточно большой опыт эксплуатации пластиковых трубопроводов и из армированного стекловолокна.

По мнению специалистов для данного типа труб существуют большие возможности по повышению из качества за счет разработки более совершенных пластиков. В работе [21] отмечается, что появление таких материалов может произойти в ближайшие годы.

В проливе Санта-Барабара компанией Arco Oil and Gas для транспортирования газа был построен подводный газопровод протяженностью 6 км из антикоррозионных материалов. Данное решение было принято ввиду выскокой коррозионной активности газа. Трубопровод выполнен стальными трубами, в которых находятся армированные трубы из термотканой смолы. Цемент марки Portland осуществляет адгезию. Наружная изоляция выполнена полиэтиленом, дополнительно установлены цинковые аноды. В текущих условиях конструкция имеет большую надежность, чем трубопровод из стальных труб с внутренним пластиковым или цементным покрытием.

В работе [18] отмечается, что трубы из армированных пластмасс имеют преимущество перед стальными с точки зрения возможностей использования в нефтегазовой промышленности. В числе основных достоинств выделяют:

- отсутствие электропроводности - отсутствие электролитических реакций и, соответственно, электрохимической коррозии;

- малый вес на единицу рабочего давления;

- гладкая внутренняя поверхность, обуславливающая более высокие гидравлические характеристики.

Касательно недостатков можно сказать об ограниченном диапазоне рабочих температур и высоком коэффициенте теплового расширения по сравнению с углеродистыми сталями.

В Российской Федерации разработкой новых технологий и оборудования в нефтегазовой промышленности занимается ВНИИТнефти (г. Самара). Институтом разработаны коррозионностойкие гибкие трубы, которые предназначены для транспорта водонефтяных смесей, нефти и других высокоагрессивных жидкостей.

Гибкие трубы имеют сложную конструкцию, в состав которой входят высокопрочные металлические элементы, воспринимающие механические нагрузки, и полимерные элементы, защищающие металлические части от контакта с транспортируемой и внешней средой. Конструкция концевых соединений обеспечивает ремонтопригодность труб. Соединяются трубы при помощи фланцевых соединений, а также другими способами. Наибольший внутренний диаметр 300 мм, толщина стенки - 31 мм, рабочее давление 6,3 МПа. По данным [27] трубы успешно применяются на объектах компаний ООО «Башнефть» и ООО «Татнефть» (на текущий момент входят в состав ПАО «НК Роснефть»). На месторождениях компании трубы успешно применяются в условиях перекачки высокоагрессивных сред.

Проблемой труб данного типа является их высокая стоимость, а также недостаточный опыт их эксплуатации. Кроме того, промышленность на текущий момент выпускает недостаточное их количество, чтобы обеспечить потребности нефтегазовых компаний.

1.2.6 Профилактический поворот корродированного трубопровода

Одним из традиционных способов повышения долговечности трубопроводов, подверженных ручейковой коррозии является технологический поворот [21]. Данный метод позволяет продлить срок эксплуатации трубопровода за счет обеспечения более равномерного износа внутренней поверхности труб.

Суть метода заключается в том, что поврежденный участок трубопровода поворачивается относительно продольной оси на некоторый угол, что приводит к перемещению канавки в зону, не подверженную активному разрушению.

Рис. 1.2.6.1 - Сечение трубопровода на пораженном участке: а) исходное положение; б) повернутое положение;



1 - труба, 2 - окалина и технические отложения, 3 - зона движения нефтяной фазы 4 - зона движения водной фазы и мех. примесей

Для проведения ремонта данным методом необходимо знать ряд технологических параметров: длину поворачиваемого участка, угол поворота, расстояние между поворотными механизмами, распределение угла поворота и крутящего момента по длине, давление обжатия трубы захватным устройством.

Рис. 1.2.6.2 - общий вид захватного устройства

Исходные данные для расчетов при проведении поворота - размеры канавки (поперечные), длина участка, характеристики трубопровода, характеристики грунта, параметры силового механизма.

Хотя данный метод применялся на различных предприятиях и рекомендован многими авторами в качестве эффективного средства борьбы с коррозией, стоит отметить, что несмотря на свои достоинства метод не решает проблемы коррозионного износа, а и лишь помогает продлить срок эксплуатации трубопровода путем временного снижения коррозионного воздействия.



1.2.7 Основные выводы

На основании анализа литературных источников посвященных решению проблемы внутренней коррозии трубопроводов были сделаны выводы по перспективности применения методов. На текущий момент можно утверждать, что в условиях рассматриваемого объекта наиболее действенным будет метод нанесения защитных покрытий на внутреннюю поверхность трубопровода. Данный метод был признан эффективным по следующим причинам:

- создание защитного слоя предотвращающего протекание коррозии;

- повышение срока эксплуатации полученной двухслойной конструкции до 50 лет [39];

- снижение капитальных затрат на ремонт;

- снижение объемов земляных работ;

- ремонт труднодоступных участков;

Следующим этапом работы является подбор наиболее эффективных методов нанесения защитных покрытий для дальнейшего детального исследования.



2. Анализ существующих технологий санации

2.1 Основные виды и технологические решения санации трубопроводов

В соответствии с международной классификацией внутренние защитные покрытия могут осуществляется в виде:

- набрызговых слоёв,

- безприрывных покрытий,

- спиральных оболочек,

- точечных (местных) покрытий

Из разнообразия имеющихся методов восстановления трубопроводных сетей допускается особо отметить следующие:

- покрытие внутренней поверхности восстанавливаемого трубопровода цементно-песчанной смесью;

- протаскивание новой полиэтиленовой трубы в испорченный старый (с его разрушением и без разрушения) с помощью специальных механизмов, пример: пневмопробойник;

- протаскивание эластичной (заранее стянутой или сложенной U-образной формы) полимерной трубы внутрь восстанавливаемого трубопровода;

- применение эластичных компонентов из листового материала с зубчатой скрепляющей текстурой;

- применение эластичных комбинированных рукавов, позволяющих создавать новую композитную трубу внутри прежней;

- применение узкорулонной навивки (бесконечных профильных лент) на внутреннюю плоскость изношенной трубы;

- установка точечных (местных) покрытий

Результативность применения этого, либо другого способа и материала с целью восстановления обуславливается после подробных диагностических исследований и решения технической экспертизы.

2.2 Методы восстановления трубопроводных систем

В соответствии с сегодняшней международной систематизацией видов внутренних защитных покрытий трубопроводов они смогут производится в вариантах набрызгиваемых оболочек (облицовок, рубашек, обделок); беспрерывных покрытий; спиральных оболочек; точечных (местных) покрытий.

...