Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ причин аварийности промысловых трубопроводов (на примере ОАО «Юганскнефтегаз») 9
1.1 Дефекты промысловых трубопроводов 9
1.2 Факторы, определяющие безопасность эксплуатации нефтепромысловых трубопроводов 11
1.2.1 Срок эксплуатации 11
1.2.2 Состав перекачиваемой продукции 15
1.2.3 Режим перекачки 27
1.2.4 Микробиологический фактор 31
1.3 Исследование причин аварий и повышение безопасности эксплуатации нефтепроводов, транспортирующих низкообводненную продукцию 37
1.4 Методы снижения аварийности промысловых трубопроводов 49
1.5 Выводы 53
2. Исследования ингибиторов коррозии 56
2.1 Исследование адсорбционных свойств ингибиторов коррозии 56
2.1.1 Анализ существующих методов исследования адсорбции органических соединений на твердых поверхностях 56
2.1.2 Применение метода электрокинетического потенциала для изучения адсорбционных свойств ингибиторов коррозии 59
2.1.3 Аппаратура и ход эксперимента 64
2.1.4 Результаты экспериментов 67
2.2 Исследование защитных свойств ингибиторов коррозии в промысловых средах 81
2.3 Исследование коррозионной активности жидкостей глушения и подбор ингибиторов для снижения их отрицательного влияния на ресурс безотказной работы нефтепромыслового оборудования 83
2.4 Выводы 87
3. Оптимизация затрат на мероприятия по снижению аварийности нефтепромысловых трубопроводов 90
3.1 Задача оптимизации затрат на снижение аварийности нефтепромысловых трубопроводов 90
3.2 Оценка ущерба от аварий нефтепромысловых трубопроводов 91
3.3 Оценка экономической эффективности ингибиторной защиты 94
3.4 Оценка рисков аварий нефтепромысловых трубопроводов 98
3.4.1 Идентификация опасностей при эксплуатации нефтепромысловых трубопроводов 98
3.4.2 Вероятность аварии 100
3.4.3 Ожидаемый экономический ущерб 105
3.4.4 Экологическая опасность 107
3.4.5 Потери металлофонда 110
3.5 Оценка экономической целесообразности применения ингибиторной защиты 110
3.6 Планирование финансовых вложений на противокоррозионную защиту в масштабе предприятия 112
3.7 Выводы 117
Основные выводы 120
Список использованных источников 121
Приложения 131
- Факторы, определяющие безопасность эксплуатации нефтепромысловых трубопроводов
- Исследование причин аварий и повышение безопасности эксплуатации нефтепроводов, транспортирующих низкообводненную продукцию
- Исследование коррозионной активности жидкостей глушения и подбор ингибиторов для снижения их отрицательного влияния на ресурс безотказной работы нефтепромыслового оборудования
- Планирование финансовых вложений на противокоррозионную защиту в масштабе предприятия
Введение к работе
Промышленная безопасность современного нефтедобывающего предприятия во многом определяется эксплуатационной надежностью нефтепромысловых объектов, наиболее представительными из которых являются трубопроводы систем сбора скважинной продукции и поддержания пластового давления. Согласно Федеральному закону от 21 июля 1997 г № 116 - ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» данные объекты относятся к опасным производственным объектам и требуют повышенного внимания к обеспечению их надежности и безотказности.
Отказы нефтепромысловых трубопроводов сопряжены с выбросами в окружающую среду значительного количества вредных веществ, оказывают отрицательное воздействие на окружающую среду, сопровождаются значительными потерями добываемой продукции и металлофонда.
Анализ литературных данных показывает, что основной причиной отказов нефтепромысловых трубопроводов является внутренняя коррозия под действием агрессивной перекачиваемой продукции. В последние годы, в связи со снижением темпов добычи, повышением обводненности нефти и широкого использования методов интенсификации, произошло усиление коррозионной агрессивности перекачиваемой по нефтепромысловым трубопроводам продукции, что привело к значительному росту аварийности в трубопроводных сетях.
В связи с этим решение проблемы повышения безопасности эксплуатации нефтепромысловых трубопроводов во многом зависит от эффективности средств противокоррозионной защиты. Одним из наиболее эффективных и технологичных методов противокоррозионной защиты является ингибиторная защита. Однако, несмотря на значительные успехи в области применения этого вида предотвращения разрушений технологических трубопроводов, их аварийность сохраняется на достаточно
высоком уровне, что делает актуальным вопрос повышения эффективности технологии ингибиторной защиты.
Вопросы обеспечения безопасности работы нефтепромысловых трубопроводных систем неразрывно связаны с экономикой: мероприятия по снижению аварийности приводят к снижению эксплуатационных расходов предприятия, но, одновременно, сопряжены со значительными дополнительными затратами. Оптимизация данных затрат является актуальной задачей, решение которой позволит, за счет грамотного распределения материальных и финансовых ресурсов, повысить эффективность средств снижения аварийности.
В этой связи представляются актуальными работы, направленные на повышение эффективности экономически обоснованных мероприятий по снижению аварийности нефтепромысловых трубопроводов, оптимизации связанных с ними затрат и повышение на этой основе безопасности эксплуатации промысловых трубопроводных систем.
Целью диссертационной работы является повышение эффективности
мероприятий, обеспечивающих безопасную эксплуатацию
нефтепромысловых трубопроводов, на основе научно и экономически обоснованного выбора средств и методов снижения аварийности.
Задачи исследований:
1. Анализ причин аварий нефтепромысловых трубопроводов
месторождений Западной Сибири.
2. Исследование адсорбционных и защитных свойств ингибиторов
коррозии в нефтепромысловых и модельных средах с целью определения
области их наиболее эффективного применения.
3. Оценка вероятности аварий промысловых трубопроводов по причине
коррозии.
4. Разработка методик научно-обоснованного выбора участков
промысловых трубопроводов для ингибиторной защиты и оценки ее
экономической эффективности.
7 Научная новизна
1. Применительно к исследованным объектам выявлен негативный вклад
устойчивых скоплений жидкостей глушения и опрессовки в зарождение и
развитие коррозионных дефектов на внутренней поверхности промысловых
нефтепроводов транспортирующих низкообводненную продукцию (скорость
коррозии порядка 10 мм/год).
2. Получена зависимость, связывающая вероятность аварий
промысловых нефтепроводов с концентрацией бикарбонат- и хлор-ионов в
попутнодобываемой пластовой воде, скоростью течения и обводненностью
продукции, давлением перекачки и сроком эксплуатации, позволяющая
определять участки нефтепроводов требующие внедрения превентивных мер
по обеспечению безопасности их эксплуатации.
3. Получена зависимость, связывающая эффективности ингибиторной
защиты со сроком эксплуатации промысловых трубопроводов, позволившая
разработать методики оценки экономической эффективности и
обоснованности противокоррозионных мероприятий, на основе которых
произведена оптимизация мероприятий повышающих безопасность
эксплуатации нефтепромысловых трубопроводов.
На защиту выносятся научно и экономически обоснованные разработки, направленные на повышение ресурса безопасной эксплуатации промысловых трубопроводов путем совершенствования технологии ингибиторной защиты
Практическая ценность и реализация работы.
Разработан метод оценки адсорбционных свойств ингибиторов коррозии на поверхностях твердых тел неорганического и органического происхождения позволяющий выбирать ингибиторы коррозии для защиты трубопроводов эксплуатирующихся в условиях гидро-абразивно-коррозионно-механического износа и металла внутренней поверхности сварного соединения трубопроводов с антикоррозионным покрытием.
8 Результаты лабораторных и промысловых исследований ингибиторов
коррозии использованы при планировании мероприятий по ингибиторной
защите нефтепромысловых трубопроводов и обеспечению на этой основе их
безопасной эксплуатации. Разработанные методики положены в основу
руководств по оценке технико-экономической эффективности
противокоррозионных мероприятий и применяются в Уфимском Филиале
ООО «ЮганскНИПИнефть», подразделениях ОАО «Юганскнефтегаз» и
сервисных компаниях, работающих в области противокоррозионной защиты
и призванных обеспечивать безотказное функционирование оборудования.
Апробация работы
Основные положения работы докладывались на следующих научно-технических семинарах и конференциях: Научно-технических конференциях аспирантов и молодых ученых (г. Уфа, УГНТУ, 2001 - 2003 гг.); научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Проблемы развития нефтяной промышленности Западной Сибири. Бурение скважин, добыча нефти и газа. Экономика» (г. Тюмень, 12 - 15 марта 2001г.); региональном научно-практическом семинаре «Ресурсосбережение в нефтегазовохимическом комплексе» (г. Казань, 4-6 сентября 2002 г.); школе-семинаре по проблемам механики сплошных сред в системе добычи, сбора, транспорта, переработки нефти и газа (г. Уфа, ИПТЭР, 7-8 октября 2002 г.); IV Конгрессе нефтегазопромышленников России (г. Уфа, УГНТУ, 20 - 23 мая, 2003 г.).
Публикации
По теме диссертационной работы опубликовано 11 печатных работ, в том числе 8 статей, 2 тезиса докладов и 1 патент.
Структура и объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, трех глав, основных выводов; содержит 170 страниц машинописного текста, 21 таблицу, 56 рисунков, библиографический список использованной литературы из 104 наименований и 2 приложения.
9 1. АНАЛИЗ ПРИЧИН АВАРИЙНОСТИ ПРОМЫСЛОВЫХ
ТРУБОПРОВОДОВ (на примере ОАО «Юганскнефтегаз»)
Выбор в качестве объектов анализа нефтепромысловых трубопроводов ОАО «Юганскнефтегаз» («ЮНГ») обусловлен тем, что проблемы обеспечения безопасной эксплуатации промысловых трубопроводов системы нефтесбора и поддержания пластового давления (ППД) в данном объединении являются характерными для Западной Сибири.
1.1 Дефекты промысловых трубопроводов
Основными дефектами промысловых трубопроводов, развитие которых приводит к авариям, связанным с разгерметизацией и проливу перекачиваемой продукции, являются /31/:
а) металлургические дефекты (слоистость, закаты, неметаллические
включения, плены);
б) строительно-монтажные дефекты (царапины и задиры, наносимые на
металл в процессе изготовления и монтажа трубопроводов, дефекты
заводских сварных швов, дефекты сварных соединений труб, выполняемых в
полевых условиях);
в) эксплуатационные дефекты (механические повреждения труб
вследствие наезда техники, превышения допускаемого давления,
усталостные трещины, дефекты коррозионного происхождения при
воздействии агрессивной среды на наружную и внутреннюю поверхность
труб).
Наиболее часто встречающимися дефектами коррозионного происхождения на внутренней стенке промысловых трубопроводов, являются канавки в районе нижней образующей трубы и отдельные язвы /53, 90/.
10 Особенностью канавочной коррозии является образование на нижней
образующей трубы канавки шириной 10-20 мм и длиной от 2 до 15 метров.
Срок эксплуатации трубопроводов при этом не превышает 4-5 лет при
скорости локальной коррозии 2,0 — 2,5 мм/год и выше /87/. Первоначально
при развитии канавочной коррозии происходит образование следующих друг
за другом язвенных углублений, которые затем сливаются в непрерывную
канавку. Характер повреждений при протекании канавочной коррозии
(образовании канавки строго по нижней образующей трубы, как правило, на
восходящих участках) позволяет связывать ее возникновение с наличием в
перекачиваемой продукции механических примесей 121. При этом
происходит абразивное разрушение пленок продуктов коррозии, являющихся
катодами по отношению к чистому металлу /15/, на нижней образующей
трубы. Коррозионная активность металла повышается также в результате
наклепа его поверхности частицами механических примесей /1/. Все это
приводит к возникновению макрогальванопар и локализации коррозионных
процессов в районе нижней образующей внутренней поверхности трубы.
При анализе причин возникновения и развития канавочной коррозии нельзя не учитывать фактор механических напряжений, которые возникают в металле вследствие гидродинамических особенностей перекачки трехфазной продукции, содержащей механические примеси. Движение в трубопроводе газоводонефтяных смесей часто сопровождается скачками давления и, как следствие, явлениями кавитации и гидравлического удара /52/, что повышает коррозионную активность металла вследствие действия механо-химического фактора /27/.
Развитие язвенных коррозионных дефектов происходит в два этапа /33/. Первоначально на поверхности металла образуется продолговатый «каньон» длиной 200 - 300 мм и глубиной до 3 мм. Ширина его в направлении движения потока жидкости уменьшается с 15-20 до 2-5 мм. На втором этапе происходит образование свища диаметром 5-10 мм
примерно в середине «каньона». Отмечается практически полное отсутствие продуктов коррозии на поверхности язвы или свища.
На развитие локальных видов коррозии неблагоприятное влияние, вследствие образования макрогальванических элементов, оказывают сульфиды железа, появляющиеся при взаимодействии ионов железа с сероводородом /26/. В работе /33/ произведен химический анализ продуктов коррозии в местах локализации коррозионных дефектов. Выявлено наличие в продуктах коррозии соединений серы, что свидетельствует об участии сероводорода в коррозионном процессе. Сероводород, в промысловых средах нефтяных месторождений Западной Сибири, имеет, как правило, биогенное происхождение /21, 50/.
1.2 Факторы, определяющие безопасность эксплуатации нефтепромысловых трубопроводов
1.2.1 Срок эксплуатации
На балансе ОАО «ЮНГ» находится 8292,6 км трубопроводов, их распределение по назначению и срокам эксплуатации представлено в таблице 1.1. На рисунке 1.1 представлены диаграммы, показывающие распределение сроков эксплуатации трубопроводов в четырех НГДУ, входящих в состав ОАО «ЮНГ»: «Мамонтовнефть» («МН»), «Майскнефть» («МсН»), «Юганскнефть» («ЮН») и «Правдинскнефть» («ПН»). Отсутствие на рисунке данных по Дирекции по обустройству нефтяных месторождений (ДОМНГ) связано с тем, что срок эксплуатации трубопроводов в данном структурном подразделении ОАО «ЮНГ» не превышает трех лет.
Из данных таблицы 1.1 следует, что 48 % нефтепроводов и 75 % водоводов имеют срок эксплуатации, превышающий 10 лет, что не может не сказаться на повышении аварийности промысловых трубопроводов. Это подтверждается данными рисунка 1.2, на котором представлено распределение удельной частоты порывов по возрастным категориям
12 промысловых трубопроводов. Из рисунка 1.2 видно увеличение уровня
аварийности с повышением срока эксплуатации трубопроводов.
Как показал проведенный автором анализ причин аварийности промысловых трубопроводов ОАО «ЮНГ», подавляющее число эксплуатационных дефектов, являющихся причиной разгерметизации трубопроводов имеют коррозионное происхождение и возникают вследствие воздействия коррозионно-агрессивной перекачиваемой среды на металл внутренней стенки трубопроводов. Это объясняет характер зависимости уровня аварийности от срока эксплуатации (рисунок 1.2) - с повышением срока эксплуатации происходит увеличение глубины коррозионных дефектов и, как следствие, повышается вероятность разгерметизации трубопроводов. При этом в результате аварийных разливов нефти ежегодно загрязняется порядка 350 тыс.м территории, что свидетельствует об актуальности вопросов обеспечения промышленной безопасности при эксплуатации промысловых трубопроводов.
Просматривается тенденция к повышению доли порывов
трубопроводов по причине внутренней коррозии - с 50 % в конце 80-х годов
до 95-98 % в данный период /56/. Это, по мнению автора, связано с тем, что
основной чертой эксплуатации большинства нефтяных месторождений,
входящих в состав ОАО «ЮНГ», является снижение объемов добычи нефти
и, как следствие, расслоенный режим течения добываемой продукции по
промысловым нефтепроводам допускающий контакт
коррозионноагрессивной попутно-добываемой пластовой воды с металлом внутренней стенки труб. Это, а также повышение обводненности добываемой нефти, увеличение содержания механических примесей и развитие коррозионноактивного биоценоза привело к повышению коррозионной агрессивности перекачиваемой продукции и, как следствие, увеличению уровня аварийности по причине внутренней коррозии (рисунок 1.3).
Таблица 1.1 - Парк трубопроводов ОАО «ЮНГ» по состоянию на 01.01.2003
120%
30%
до 5 лет 10-15 лет
50%
НГДУ "МІГ
115%
17%
18%
27% "23%
НГДУ"ПН"
5-10 лет свыше 15 лет
115%
37%
26%
П32%НГДУ "ЮН" И27%
12%
НГДУ "МсН"
120%
31%
Рисунок 1.1 - Распределение промысловых трубопроводов НГДУ, входящих в состав ОАО «Юганскнефтегаз» по возрастам
R О
U *
"о. о
и" о со
Си О
І ь
ч <о
ЕС
0.08
0.12 -,
До 5 лет
-водоводы -нефтепроводы
5-10 лет
10-15 лет Свыше 15 лет
Возрастная категория
Рисунок 1.2 - Аварийность промысловых трубопроводов ОАО "ЮНГ" по
возрастным категориям
ш о
Си О
О CQ И О
к о
Год Рисунок 1.3 - Динамика изменения количества аварий по причине
внутренней коррозии в ОАО "ЮНГ"
1.2.2 Состав перекачиваемой продукции
Добываемая на месторождениях ОАО «ЮНГ» нефтяная продукция характеризуется различными значениями обводненности (таблица 1.2). Это обуславливает широкий спектр коррозионных проявлений, связанных с фазовым составом и режимом перекачки продукции: различные виды локальной коррозии (язвенная и канавочная), локализация коррозионных дефектов по трассе трубопровода и по сечению трубы.
Таблица 1.2 - Средняя обводненность добываемой нефти по ОАО «ЮНГ» на 8.10.2002
Нефть, добываемая в ОАО «ЮНГ», в основном представляет собой смесь большого числа различных углеводородов парафинового, нафтенового и ароматического рядов и не является коррозионноагрессивной. Лишь
незначительная ее часть состоит из кислородных, азотных и сернистых соединений, которые оказывают влияние на коррозионные процессы и представлены сульфидами, дисульфидами, меркаптанами и тиофенами. Плотность нефти месторождений ОАО «ЮНГ» находится в пределах от 750 до 850 кг/м и различается для разных продуктивных пластов.
Пластовые попутнодобываемые воды представляют собой слабокислые и нейтральные минерализованные растворы, содержащие хлориды кальция, магния, натрия, некоторое количество сульфатов, гидрокарбонатов и микрокомпоненты (йод, бром, аммоний, железо, барий и
ДР-)-
Минерализация промысловых вод зависит от их источника.
Проведенные анализы показали, что в среднем для пластовых и подтоварных
вод она составляет 10-15 г/л, для вод альб-сеноманского горизонта
(сеноманские воды) - 15-20 г/л, для пресных - менее 1 г/л. При равенстве
прочих коррозионных факторов, увеличение минерализации в указанных
пределах приводит к повышению коррозионной активности, так как при этом
повышается электропроводность среды /34/.
Состав попутнодобываемых пластовых вод не постоянен во времени, он меняется в процессе эксплуатации месторождения с использованием заводнения, проведения мероприятий по ремонту скважин и повышению нефтеотдачи. В качестве примера на рисунке 1.4 показано изменение содержания хлористых солей и механических примесей в перекачиваемой продукции ДНС-18 (НГДУ «МН»). Видно, что состав пластовой воды меняется в течение года в достаточно широком диапазоне, следствием чего является непрерывное изменение коррозионной агрессивности перекачиваемой продукции.
Основными факторами, определяющими коррозионную агрессивность транспортируемых по промысловым трубопроводам ОАО «ЮНГ» сред являются:
- состав воды, ее рН и минерализация;
- содержание растворенных газов (углекислого газа, кислорода и
сероводорода);
наличие коррозионноактивной микрофлоры (СВБ, УОБ, ТБ);
наличие механических примесей.
Рисунок 1.4 - Изменение ионного состава пластовой воды на ДНС-18 НГДУ "Мамонтовнефть" в 2001г.
В связи с интенсификацией добычи нефти в последние годы резко усилился вынос механических примесей, содержание которых в перекачиваемой по промысловым трубопроводам продукции может превышать значения 1000-1500 г/т. Это происходит вследствие увеличения глубины спуска скважинных погружных насосов и широкого применения гидроразрыва пласта (ГРП). Из рисунка 1.5, полученного автором при анализе данных по ОАО «ЮНГ», видно значительное влияние количества механических примесей в перекачиваемой по промысловым трубопроводам продукции на уровень аварийности.
Показатель кислотности воды (рН) может косвенно характеризовать коррозионную активность среды. Проведенные автором анализы показали, что значения рН попутнодобываемых и используемых в системе Ш1Д ОАО «ЮНГ» вод, находятся в пределах от 6,5 до 7,5. Общая коррозия в средах с подобными значениями рН не столь опасна как локальная, что
18 подтверждается промысловыми данными - коррозионные отказы
промысловых трубопроводов происходят вследствие развития локальных коррозионных дефектов /3/.
Анализ данных /92/ показывает, что интервал варьирования скоростей коррозии образцов-свидетелей, установленных на водоводах ОАО «ЮНГ», находится в пределах от 0,228 до 7,248 мм/год. Скорость коррозии образцов-свидетелей, установленных на нефтепроводах составляет от 0,016 до 1,586 мм/год.
о и *
и о ш
2 о,
«
и о
0.35
0.30
0.25
0.20
0.15 0.10
0.05
0.00 4
0.05
0.07
0.09 0.11 0.13 0.15
Содержание механических примесей, %
Рисунок 1.5 - Зависимость частоты порывов от содержания в перекачиваемой продукции механических примесей
В результате проведенного автором анализа данных по аварийности
были получены гистограммы распределения скорости локальной коррозии
водоводов и нефтепроводов НГДУ «МН» (рисунок 1.6). Как видно из
рисунка 1.6, наиболее вероятное значение скорости локальной коррозии
водоводов находится в пределах от 0,6 до 0,8 мм/год. Для низконапорных
водоводов характерен разброс скоростей коррозии, что связано с
нестабильностью химического состава перекачиваемой по ним продукции. В
результате больших и малых «дыханий» резервуаров на очистных
сооружениях происходит периодический подсос воздуха и, как следствие,
изменение концентрации растворенного кислорода. Пропорции смешения
19 вод различного происхождения (подтоварные, сеноманские и
поверхностные) также непрерывно меняются. Вследствие этого
коррозионная агрессивность транспортируемых по низконапорным
водоводам сред весьма нестабильна и может значительно отличатся на
различных направлениях. Высоконапорные водоводы характеризуются
меньшим разбросом значений скоростей коррозии, что, видимо, связано со
стабилизацией состава вод вследствие расхода растворенных газов на
коррозионные процессы в низконапорных водоводах.
Наиболее вероятная скорость локальной коррозии металла внутренней
стенки промысловых нефтепроводов НГДУ «МН» составляет 0,4 мм/год.
В результате ряда химических анализов по определению содержания растворенных газов установлено, что в попутнодобываемых пластовых водах ОАО «ЮНГ» содержится от 50 до 300 мг/л С02, а кислород и сероводород практически отсутствуют или находятся в незначительных количествах. В водах транспортируемых по трубопроводам системы ППД содержание СОг значительно меньше - от 10 до 100 мг/л, зато присутствуют кислород - до 5 мг/л и сероводород - до 5 мг/л. Пресные воды, используемые в системе ППД, могут содержать до 6-7 мг/л кислорода, а сеноманские воды - следы сероводорода. Анализы производились в промысловых условиях для неразгазированных проб жидкостей с использованием компараторов фирмы «Aquamerck» (для определения содержания углекислого газа и кислорода) и йодометрическим титрованием (определение растворенного сероводорода).
При анализе информации по аварийности, фазовому и химическому составу перекачиваемой по промысловым нефтепроводам ОАО «ЮНГ» продукции автором были получены графики, связывающие частоту порывов с обводненностью, концентрацией в водной фазе ионов хлора и гидрокарбанатов (рисунки 1.7-1.9).
Графики на рисунках 1.7 - 1.9 свидетельствуют о значительном влиянии состава среды на аварийность промысловых трубопроводов по причине внутренней коррозии. С повышением значения обводненности
20
перекачиваемой среды повышается вероятность контакта
коррозионноагрессивной попутнодобываемой пластовой воды с внутренней
стенкой трубопроводов, что приводит к зарождению и развитию
коррозионных дефектов.
Повышение уровня аварийности с увеличением содержания в составе
попутнодобываемой пластовой воды ионов хлора также свидетельствует о
коррозионных причинах аварий. Присутствующие в среде хлор-ионы,
вследствие своих поверхностно-активных свойств, способствуют появлению
питтингов или других видов локальной коррозии /38, 66/. Анализ данных по
скоростям коррозии промысловых трубопроводов /96/ показывает
увеличение коррозионной агрессивности нефтепромысловых сред с
увеличением концентрации в них хлор-ионов.
Зависимость аварийности от концентрации в водной фазе добываемой
продукции гидрокарбонат-ионов связана с особенностью протекания
коррозионного процесса в присутствии растворенного углекислого газа,
имеющего некоторые особенности по сравнению с кислотной коррозией при
равных значениях рН, связанные с буферными свойствами углекислоты и
процессами осадкообразования на поверхности корродирующего металла
/84/.
Как показывают многочисленные исследования /68, 65, 80, 90/
химический состав и структура продуктов коррозии и солевых осадков
оказывает решающее воздействие на кинетику протекания коррозионного
процесса в электролитах с растворенным углекислым газом. Растворимость и
проницаемость пленок и осадков, формирующихся на поверхности металла -
важный контролирующий фактор углекислотной коррозии, от которого, как
отмечено многими исследователями, зависит скорость коррозионных
процессов.
1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 Скорость коррозии, мм/год
0.35 p 0.3 I 0.25
| 0.2
5 0.15
1 0.1
« 0.05
0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9
0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9
1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 Скорость коррозии, мм/год
0.5 0.45
0.4 -\ 0.35
0.3 0.25
0.2 0.15
0.1 0.05 0 0
1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5
Скорость коррозии, мм/год
Рисунок 1.6 - Гистограммы распределения скоростей коррозии нефтепромысловых трубопроводов НГДУ «Мамонтовнефть» а) высоконапорные водоводы; б) низконапорные водоводы; в)
нефтесборные коллектора
*
я о
о. о с
н о н о
0.35
обдненность, %
Рисунок 1.7 - Зависимость частоты порывов нефтепроводов от обводненности перекачиваемой продукции
о
*
ю о оа
О.
и о н о
концентрация СГ, мг/л
Рисунок 1.8 - Зависимость частоты порывов нефтепроводов от концентрации в водной фазе ионов хлора
концентрация НСОэ\ мг/л
Рисунок 1.9 - Зависимость частоты порывов нефтепроводов от концентрации в водной фазе гидрокарбонат-ионов
Образующиеся в процессе коррозии пленки и осадки могут обладать защитными свойствами и способствовать замедлению коррозии или, наоборот, вследствие образования макрогальванопар, инициировать локальные виды коррозионных повреждений. На состав и структуру образующихся на поверхности металла продуктов большое влияние оказывает величина рН, температура и ионный состав среды, в частности концентрация НС03*/57, 65, 78, 80, 96, 101/.
Авторами /101/ была исследована динамика изменения скорости коррозии в электролитах в присутствии растворенного углекислого газа. Было отмечено, что на изменение скорости коррозии во времени решающее влияние оказывают процессы, связанные с образованием на поверхности металла пленок продуктов коррозии и изменения их состава и структуры. При анализе продуктов коррозии было выявлено наличие в их составе FeO, FeC03 и Fe(OH)2.
В работе /68/ были проведены рентгенографические и электронно-микроскопические исследования осадков на поверхности углеродистой стали, подвергнувшейся коррозионному воздействию сред с различным
24 ионным составом, рН и парциальным давлением растворенного углекислого
газа. Установлено, что основу осадков, образующихся в приэлектродном
слое, состааляют сидерит (FeCCb), цементит (РезС) и изоморфная структуре
сидерита фаза высокой симметрии. Образующаяся структура, вследствие
своего особого строения, получила название коррозит. Коррозит
предположительно является суперпозицией структур: вюстита (FeO),
магхемита (а-БегОз), магнетита (РеОРегОз) и сидерита (FeCCb). От
соотношения вышеперечисленных фаз зависят защитные свойства осадков.
Защитные свойства поверхностных пленок повышаются с увеличением в коррозите доли сидерита, который обладает защитными свойствами. Фаза, изоморфная сидериту, имеет неплотную, рыхлую структуру и не обладает защитными свойствами. Кроме того, вследствие своей неоднородности она может способствовать развитию локальной коррозии. С увеличением доли изоморфной сидериту фазы в составе коррозита толщина пленки повышается что, однако, не приводит к повышению ее защитных свойств.
Соотношение и состав фаз, в свою очередь, зависят от таких факторов, как величина рН, концентрация НС032" и Fe2+.
Авторы работы /65/ видят причину локализации углекислотной коррозии в неравномерности образования продуктов коррозии, в частности сидерита, на поверхности металла. На образование сидерита большое влияние оказывает концентрация ионов Fe2+ в приэлектродном слое, причем критическое значение концентрации ионов Fe2+ зависит от значения рН в приэлектродном слое. Химический анализ пластовых вод нефтяных месторождений Западной Сибири показывает, что содержание в них ионов Fe2+ недостаточно для образования сидерита, хотя при анализе продуктов коррозии на поверхности металла реальных трубопроводов выявлено наличие соединений железа, в том числе и сидерита /33/. Таким образом, образование сидерита возможно лишь при обогащении поверхностных приэлектродных слоев металла ионами железа при протекании анодного
25 процесса растворения металла. Концентрация ионов железа в различных
точках поверхности- металла, вследствие его электрохимической
неоднородности, будет различной, поэтому толщина, состав и структура
образующейся пленки тоже будет различаться, что приведет к образованию
макрогальванопар и локализации коррозионных процессов.
С повышением рН величина критического значения концентрации ионов Fe2+ снижается и повышаются защитные свойства пленки на поверхности металла. Кривая зависимости скорости коррозии от рН среды имеет максимум в диапазоне рН от 5,6 до 6,7 /93/, зависящий от концентрации НСОз2" в растворе, который связывают с изменением соотношения фаз в образующемся коррозите. Кроме того, хотя с повышением рН раствора и снижается скорость общей коррозии, однако остается опасность локальной коррозии. Так, в работе /81/ получена зависимость значения тока пассивации от значения рН, которая имеет максимум при рН среды равной 9,2 - 9,3, хотя скорость общей коррозии при таком значении рН минимальна.
Для трубопроводов системы ППД, кроме углекислого газа, характерно присутствие в перекачиваемой жидкости небольших количеств растворенного кислорода и сероводорода. Сероводород имеет, как правило, биогенное происхождение. Кислород содержится в водах поверхностных водоемов или попадает в систему в результате несовершенства технологической схемы подготовки воды /10/.
Сероводород является сильнейшим катализатором коррозионных процессов - он усиливает скорость как локальной, так и общей коррозии, поэтому присутствие его в перекачиваемой продукции представляет собой серьезную проблему. Как считает ряд авторов, сероводород, даже в небольших количествах, способен значительно увеличивать скорость углекислотной коррозии. При соотношение растворенных H2S и СОг в пропорции 1:3 скорость углекислотной коррозии возрастает в 3 раза ПІ по сравнению со скоростью углекислотной коррозии в отсутствии
26 растворенного сероводорода. Данные работы /38/ показывают, что
зависимость скорости коррозии от парциального давления сероводорода в
смеси с углекислым газом имеет сложный характер. Скорость коррозии
падает с ростом парциального давления сероводорода в области низкого
давления (Ph2s < 0,01 МПа) и возрастает в интервале от 0,01 до 0,1 МПа.
Коррозия углеродистых сталей в присутствии сероводорода протекает
с водородной деполяризацией /63/. Первичными продуктами коррозии
являются ионы водорода и двухвалентные ионы железа, которые вступают в
реакцию с ионами гидросульфида и сульфида, образуя вторичные продукты
коррозии - сульфиды железа с общей формулой FexSy. Стимулирующее
действие сероводорода на процессы коррозии авторы /40, 51/ объясняют
адсорбцией сульфида железа на поверхности металла с образованием
поверхностного катализатора Ре(Н8)адс. Ионы HS', адсорбируясь на
поверхности металла, смещают его адсорбционный потенциал в
отрицательную сторону, уменьшая перенапряжение выделения водорода, что
приводит к ускорению катодного процесса. Увеличение скорости анодной
полуреакции объясняют каталитическим ускорением реакции ионизации
железа адсорбированными ионами HS*. При образовании нефазового
хемосорбированного катализатора Fe^S)^, на поверхности металла,
прочность связи атомов железа между собой ослабляется, что способствует
их более легкому переходу в раствор /41, 42/.
Большое влияние, за счет образования макрогальванических пар, на коррозионный процесс оказывают сульфиды железа. Сульфид железа является по отношению к железу катодом и образует с ним макрогальваническую пару, разность потенциалов в которой может достигать 0,2-0,36 В /17/. Как показывает практика, поверхность стали, покрытая сульфидами железа быстро разрушается с преобладанием локальных повреждений /19/.
Состав и структура сульфидов железа непосредственно влияет на коррозионные процессы /20/: при низких концентрациях сероводорода в
27 среде образующаяся пленка состоит преимущественно из FeS2 (марказита
или пирита) и троилита /103/, обладающих некоторыми защитными
свойствами. По мере повышения концентрации сероводорода сульфидная
пленка обогащается канситом (FegSg), обладающим несовершенной
кристаллической решеткой, не тормозящей протекание анодного процесса
растворения железа.
Коррозия в присутствии растворенного кислорода является серьезной проблемой в трубопроводных системах ППД. Растворенный кислород, даже в небольших количествах, способен усиливать коррозионную агрессивность нефтепромысловых сред /91/.
Автор работы /12/ отмечает, что в присутствии растворенного кислорода и сероводорода в среде эффект замедления скорости коррозии железа за счет образования защитной сульфидной пленки сводится к нулю.
Изучение кинетики электродных процессов путем снятия гальваностатических кривых в сточных водах промыслов /44/ показало, что скорость коррозии железа или стали определяется концентрацией растворенного кислорода и скоростью его подвода к корродирующей поверхности. Плотность диффузионного тока при отсутствии кислорода не превышает значения 6,3 мкА/см2, при введении в среду небольшого количества кислорода предельный диффузионный ток возрастает до 40 мкА/см .
Исследования /22/ показали, что скорость коррозии в сточных водах при умеренном перемешивании среды растет прямо пропорционально содержанию кислорода, причем отмечено, что кислород в сточных водах не проявляет пассивирующих свойств по отношению к углеродистым сталям даже при больших концентрациях.
1.2.3 Режим перекачки
Особенностью коррозионных процессов протекающих на внутренней поверхности нефтепромысловых трубопроводов является тесное
28 взаимодействие технологических (гидравлические параметры перекачки,
давление) и химических (наличие растворенных коррозионноактивных газов,
минерализация, ионный состав) факторов.
Трубопроводные системы сбора нефтяной продукции ОАО «ЮНГ» работают по принципу совместного транспорта газоводонефтяной эмульсии /64/, гидродинамические параметры которого оказывают влияние на многие процессы, сопровождающие перекачку, в том числе и на процессы коррозии 191. Наличие в трубе относительного движения фаз приводит к тому, что на поверхности их раздела возникают особые силовые воздействия, которые влияют на изменение полей скоростей течения, давления и температуры при переходе от одного сечения трубы к другому. Этим же объясняется многообразие структурных форм трехфазного потока, пульсация давления в трубопроводе, частичная циркуляция фаз и ряд других процессов, осложняющих эксплуатацию трубопроводов /29/.
Состояние газоводонефтяного потока, применительно к трубопроводам системы нефтесбора, принято рассматривать с точки зрения равновесия внутри дисперсных систем «нефть-вода» и «жидкость-газ» /54/.
Под структурной формой газожидкостного потока подразумевается распределение жидкости и газа по сечению трубопровода в процессе их совместного движения в трубопроводе. Структурные формы весьма разнообразны и зависят от скорости смеси, от количественного соотношения и физических свойств жидкой и газовой фаз, от диаметра и угла наклона трубопровода. Существуют следующие основные виды структурных форм газожидкостного потока: раздельная и раздельно-волновая, пробковая и пробково-диспергированная, эмульсионная /25, 70/.
Факторы, определяющие безопасность эксплуатации нефтепромысловых трубопроводов
На балансе ОАО «ЮНГ» находится 8292,6 км трубопроводов, их распределение по назначению и срокам эксплуатации представлено в таблице 1.1. На рисунке 1.1 представлены диаграммы, показывающие распределение сроков эксплуатации трубопроводов в четырех НГДУ, входящих в состав ОАО «ЮНГ»: «Мамонтовнефть» («МН»), «Майскнефть» («МсН»), «Юганскнефть» («ЮН») и «Правдинскнефть» («ПН»). Отсутствие на рисунке данных по Дирекции по обустройству нефтяных месторождений (ДОМНГ) связано с тем, что срок эксплуатации трубопроводов в данном структурном подразделении ОАО «ЮНГ» не превышает трех лет.
Из данных таблицы 1.1 следует, что 48 % нефтепроводов и 75 % водоводов имеют срок эксплуатации, превышающий 10 лет, что не может не сказаться на повышении аварийности промысловых трубопроводов. Это подтверждается данными рисунка 1.2, на котором представлено распределение удельной частоты порывов по возрастным категориям промысловых трубопроводов. Из рисунка 1.2 видно увеличение уровня аварийности с повышением срока эксплуатации трубопроводов.
Как показал проведенный автором анализ причин аварийности промысловых трубопроводов ОАО «ЮНГ», подавляющее число эксплуатационных дефектов, являющихся причиной разгерметизации трубопроводов имеют коррозионное происхождение и возникают вследствие воздействия коррозионно-агрессивной перекачиваемой среды на металл внутренней стенки трубопроводов. Это объясняет характер зависимости уровня аварийности от срока эксплуатации (рисунок 1.2) - с повышением срока эксплуатации происходит увеличение глубины коррозионных дефектов и, как следствие, повышается вероятность разгерметизации трубопроводов. При этом в результате аварийных разливов нефти ежегодно загрязняется порядка 350 тыс.м территории, что свидетельствует об актуальности вопросов обеспечения промышленной безопасности при эксплуатации промысловых трубопроводов.
Просматривается тенденция к повышению доли порывов трубопроводов по причине внутренней коррозии - с 50 % в конце 80-х годов до 95-98 % в данный период /56/. Это, по мнению автора, связано с тем, что основной чертой эксплуатации большинства нефтяных месторождений, входящих в состав ОАО «ЮНГ», является снижение объемов добычи нефти и, как следствие, расслоенный режим течения добываемой продукции по промысловым нефтепроводам допускающий контакт коррозионноагрессивной попутно-добываемой пластовой воды с металлом внутренней стенки труб. Это, а также повышение обводненности добываемой нефти, увеличение содержания механических примесей и развитие коррозионноактивного биоценоза привело к повышению коррозионной агрессивности перекачиваемой продукции и, как следствие, увеличению уровня аварийности по причине внутренней коррозии (рисунок 1.3).
Добываемая на месторождениях ОАО «ЮНГ» нефтяная продукция характеризуется различными значениями обводненности (таблица 1.2). Это обуславливает широкий спектр коррозионных проявлений, связанных с фазовым составом и режимом перекачки продукции: различные виды локальной коррозии (язвенная и канавочная), локализация коррозионных дефектов по трассе трубопровода и по сечению трубы.
Нефть, добываемая в ОАО «ЮНГ», в основном представляет собой смесь большого числа различных углеводородов парафинового, нафтенового и ароматического рядов и не является коррозионноагрессивной. Лишь незначительная ее часть состоит из кислородных, азотных и сернистых соединений, которые оказывают влияние на коррозионные процессы и представлены сульфидами, дисульфидами, меркаптанами и тиофенами. Плотность нефти месторождений ОАО «ЮНГ» находится в пределах от 750 до 850 кг/м и различается для разных продуктивных пластов.
Пластовые попутнодобываемые воды представляют собой слабокислые и нейтральные минерализованные растворы, содержащие хлориды кальция, магния, натрия, некоторое количество сульфатов, гидрокарбонатов и микрокомпоненты (йод, бром, аммоний, железо, барий и ДР-) Минерализация промысловых вод зависит от их источника. Проведенные анализы показали, что в среднем для пластовых и подтоварных вод она составляет 10-15 г/л, для вод альб-сеноманского горизонта (сеноманские воды) - 15-20 г/л, для пресных - менее 1 г/л. При равенстве прочих коррозионных факторов, увеличение минерализации в указанных пределах приводит к повышению коррозионной активности, так как при этом повышается электропроводность среды /34/.
Состав попутнодобываемых пластовых вод не постоянен во времени, он меняется в процессе эксплуатации месторождения с использованием заводнения, проведения мероприятий по ремонту скважин и повышению нефтеотдачи. В качестве примера на рисунке 1.4 показано изменение содержания хлористых солей и механических примесей в перекачиваемой продукции ДНС-18 (НГДУ «МН»). Видно, что состав пластовой воды меняется в течение года в достаточно широком диапазоне, следствием чего является непрерывное изменение коррозионной агрессивности перекачиваемой продукции.
Исследование причин аварий и повышение безопасности эксплуатации нефтепроводов, транспортирующих низкообводненную продукцию
В п. 1.1.3 диссертационной работы отмечалось значительное влияние режима транспорта продукции на аварийность промысловых нефтепроводов. В частности показано высокая аварийность нефтепроводов транспортирующих продукцию в расслоенном режиме, допускающем контакт коррозионноагрессивной попутнодобываемой пластовой воды с внутренней поверхностью трубопроводов. В этой связи представляют интерес исследование причин аварий нефтесборных трубопроводов, транспортирующих низкообводненную продукцию на территории правобережной части Приобского нефтяного месторождения. Аварии нефтепроводов произошли вследствие развития дефектов в виде отдельных язв и канавки на нижней образующей внутренней поверхности трубы менее, чем через год после пуска их в эксплуатацию.
Подобные повреждения характерны для нефтепроводов, транспортирующих продукцию в расслоенном режиме, однако в данном случае по трубопроводам осуществлялся транспорт низкообводненной продукции (2 — 4 %), устойчивой к расслоению и выделению коррозионноагрессивной водной фазы. Поскольку трассировка указанных трубопроводов приурочена к природоохранной зоне, исследование причин аварий, по мнению автора, актуально в целях снижения рисков подобных аварий. С целью выяснения причин порывов был вырезан участок аварийной трубы на направлении к. 204 - уз.№ 7. Трубопровод имел диаметр 530 мм и толщину стенки 9 мм, обводненность перекачиваемой продукции не превышала значений 2 - 4 %, материал трубы - сталь 17Г1С.
При визуальном осмотре образца трубы были отмечены следующие характерные особенности: - вся внутренняя поверхность образцов, кроме области шириной 60 - 100 мм по нижней образующей в районе дефектов, покрыта слоем отложений различной толщины (до 2 мм); - дефекты представлены как в виде отдельных язв (от 2-3 до 30-50 мм), так и явно выраженных канавок (см рисунок 1.12). В целях определения причин аномально высокой скорости коррозии ( 10 мм/год) был произведен физико-химический анализ состава отложений на внутренней стенке и физико-механических свойств металла внутренней поверхности трубы. Анализ состава отложений позволил выявить наличие следующих компонентов: кальцита, карбонатов, гипса, кварца, циркона, продуктов коррозии, пирита и сульфидов. Кварц и циркон являются породообразующими компонентами, и присутствие их в составе отложений может быть связано с выносом частиц породы коллектора.
Микротвердость частиц данных минералов составляет соответственно 11200 и 10470-12760 МПа, диаметр частиц от 0,1 до 0,5 мм. Сульфиды, присутствующие в составе отложений, вызывают локализацию коррозионных повреждений и могут являться продуктами сероводородной коррозии. Однако анализ состава водной фазы транспортируемой продукции показал отсутствие в ней растворенного сероводорода. Это позволило сделать предположение о том, что причиной отложения сульфидов железа является жизнедеятельность сульфатвосстанавливающих бактерий. Проведенный анализ химического состава показал, что пластовые воды Приобского нефтяного месторождения содержат от 0 до 177 мг/л сульфат-ионов (таблица 1.6), необходимых для жизнедеятельности СВБ. Сульфат-ионы также могут появляться в результате окисления пирита по реакциям 1.4 - 1.7. Окисление провоцируется попаданием кислорода в пласт при ГРП и воздействием на пирит углеводородокисляющих бактерий, присутствующих в пластовых флюидах. При этом выделяется серная кислота, способствующая локализации коррозионных процессов.
Исследование коррозионной активности жидкостей глушения и подбор ингибиторов для снижения их отрицательного влияния на ресурс безотказной работы нефтепромыслового оборудования
Вследствие снижения межремонтного периода скважинного оборудования (по причине интенсификации процессов солеотложения и выноса механических примесей) в ОАО «ЮНГ» происходит увеличение количества производимых подземных ремонтов и, соответственно, увеличение объемов применяемых для глушения скважин солевых растворов (жидкостей глушения). Отрицательное влияние жидкостей глушения на снижение ресурса безотказной эксплуатации промысловых нефтепроводов, транспортирующих низкообводненную продукцию, подробно описано в п. 1.3 диссертационной работы. Кроме того, жидкости глушения могут вызывать коррозионные повреждения скважинного оборудования.
Жидкости глушения представляют собой высокоминерализованные солевые растворы (плотностью 1,18 г/см3), насыщенные в процессе приготовления атмосферным кислородом. Основой для их приготовления могут быть воды различных типов: сеноманские, речные, технические, попутнодобываемые пластовые.
Факторами, определяющими степень коррозионной агрессивности подобных сред, являются наличие растворенного кислорода и высокая минерализация. Кислород является активным деполяризатором и, как правило, повышает коррозионную агрессивность, однако для сред с высокой минерализацией характерно снижение коррозионной агрессивности вследствие снижения электрического сопротивления /49/. Для оценки коррозионной агрессивности жидкостей глушения были отобраны их пробы с пунктов приготовления ОАО «ЮЕГ». Результаты их химического анализа представлены в таблице 1.8. Из таблицы 1.8 видно, что значения рН применяемых в ОАО «ЮНГ» жидкостей глушения находятся в кислой области, что может говорить об их высокой коррозионной агрессивности.
Определение содержания растворенного кислорода производилось при помощи кислородомера АНИОН 7040 с амперометрическими сенсорами парциального давления. Концентрация кислорода в исследованных пробах находилась в пределах от 3,6 до 5,0 мг/л при температуре 20 С.
Коррозионные процессы при контакте жидкостей глушения с металлическими поверхностями нефтепромыслового оборудования протекают по механизму электрохимической коррозии с кислородной деполяризацией. Катодный процесс восстановления кислорода описывается уравнением /34/ анодный процесс растворения железа:
В результате протекания анодного процесса образуются нерастворимые оксиды и гидроксиды железа (III), которые частично откладываются на металлических поверхностях, а частично переходят в раствор в виде твердых механических примесей, которые могут служить одной из причин отказов скважинных насосов и при попадании в призабойную зону пласта снижать ее проницаемость.
Была проведена серия лабораторных экспериментов по определению скорости коррозии стали 20 в жидкостях глушения с различных пунктов приготовления ОАО «ЮНГ». Скорость коррозии определялась гравиметрическим методом в соответствии с ГОСТ ГОСТ 9.506 - 87 /23/. Для экспериментов использовались герметичные стеклянные ячейки объемом 400 см с тремя металлическими образцами из стали 20. Эксперименты проводились в условиях непрерывного перемешивания, продолжительность -8 ч. Полученные значения скоростей коррозии находились в пределах от 0,22 до 0,38 мм/год. В соответствии с ГОСТ 13819 - 68 коррозионная стойкость углеродистых сталей соответствует баллу 6 (пониженно-стойкие).
Наиболее технологичным методом снижения отрицательного воздействия жидкостей глушения на ресурс эксплуатации скважинного оборудования является применение ингибиторов коррозии. Результаты лабораторных экспериментов по определению защитных противокоррозионных свойств ряда ингибиторов коррозии в модели жидкости глушения приведены в таблице 2.5. Условия экспериментов были аналогичны условиям при определении коррозионной агрессивности проб жидкостей глушения, описанным выше. Модель жидкости глушения создавалась растворением применяемой исходной соли с пунктов приготовления ОАО «ЮНГ» в дистиллированной воде, плотность раствора -1,18 г/см3.
Как видно из данных таблицы 2.5, требуемое значение защитного эффекта 80 % достигается при дозировке 100 мг/л для ингибиторов коррозии Додикор V 4712, ХГЖ-002ВД и СНПХ-1004р.
Планирование финансовых вложений на противокоррозионную защиту в масштабе предприятия
При анализе аварийности промысловых трубопроводов ОАО «ЮНГ» за 1998 - 2001 гг было отмечено, что определяющее влияние на уровень аварийности оказывают два фактора: возрастной состав трубопроводного парка и затраты на проведение противокоррозионных мероприятий. При анализе влияния возрастного состава трубопроводного парка на годовое количество порывов по причине коррозии получена формула, позволяющая дать прогноз изменения уровня аварийности в зависимости от изменения возрастного состава: где КП - прогнозное количество порывов; at и ITj - соответственно эмпирический коэффициент и протяженность трубопроводов со сроком службы до 5 лет, 5-10 лет, 10-15 лет и свыше 15 лет. На рисунке 3.12 представлено прогнозное и реальное количество порывов, определенное по формуле (3.16), средняя относительная погрешность составила 7 %. Данный график справедлив для текущего состояния противокоррозионной защиты и темпов реновации трубопроводов в ОАО «ЮНГ» (ингибиторная защита 10 - 15 % и ежегодный капитальный ремонт 2 - 3 % трубопроводного парка).
Зная эффективность противокоррозионных мероприятий по снижению количества порывов, можно определить прогнозное значение уровня аварийности в зависимости от объемов применения средств противокоррозионной защиты. Формула для определения прогнозного количества порывов в зависимости от протяженности защищаемых направлений (П;защ) и коэффициента эффективности противокоррозионной защиты (КЭф) имеет вид Значение КЭф для ингибиторной защиты в среднем можно принять равным 0,5, для труб в коррозионностойком исполнении - 1 (полное отсутствие порывов). Можно рассмотреть несколько вариантов противокоррозионных мероприятий: - Вариант 1 — отсутствие противокоррозионных мероприятий; - Вариант 2 — текущее состояние в ОАО «ЮНГ»; - Вариант 3 - ингибиторная защита 30 % трубопроводного парка; - Вариант 4 — ингибиторная защита 50 % трубопроводного парка; - Вариант 5 — замена 10 % трубопроводов на трубы в коррозионностойком исполнении; - Вариант 6 - замена 30 % трубопроводов на трубы в коррозионностойком исполнении; - Вариант 7 - замена 10 % трубопроводов на трубы в коррозионностойком исполнении и ингибиторная защита 30 % трубопроводного парка. Ориентировочные затраты на проведение мероприятий по вариантам представлены в таблице 3.7.
Прогнозные значения количества аварий, определенные по формуле (3.17) с учетом старения трубопроводного парка и эффективности противокоррозионных мероприятий по снижению количества порывов, представлены на рисунке 3.13. Ущерб от коррозии при эксплуатации средств противокоррозионной защиты по вариантам представлен на рисунке 3.14 (усредненное значение ущерба от одного порыва 420 тыс.р.). На рисунке 3.15 представлен график соотношения затрат и ущерба от коррозии при эксплуатации средств противокоррозионной защиты. Видно, что наибольшая экономическая выгода (минимум суммы затрат и ущерба) достигается при ежегодных затратах на противокоррозионные мероприятия порядка 300 млн.р.
