Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов (стр. 2 из 5)

Рис. 7 - Удельная аварийность трубопроводов Южно-Ягунского месторождения

Для месторождений Западной Сибири характерны отказы трубопроводов по причине коррозии, носящей локальный характер и развивающейся по нижней образующей трубы (рис. 8).

Рис. 8 - Образцы труб с язвенной коррозией

Аварии на трубопроводах наносят значительный экономический и экологический ущерб. Так, затраты на ликвидацию одной аварии на трубопроводах системы нефтесбора Южно-Ягунского месторождения составляют в среднем 25 тыс. руб. (в ценах 2002 г.), а количество разлившейся нефти достигает 5 т. Общий ущерб от аварий в период с 1995 по 2001 г.г. исчисляется 1,513 млн. руб. Ликвидация одной аварии на нефтепроводе Ватьеганского месторождения обходится в среднем в 60-70 тыс. руб. При этом разливается от 0,11 до 0,5 т. нефти. Общие затраты на ликвидацию аварий в системе нефтесбора Ватьеганского месторождения в период с 1991 по 2001 г.г. составили 10346,833 тыс. руб.

Наибольшими являются затраты на ликвидацию аварий на нефтепроводах Ватьеганского месторождения диаметром 219 и 325 мм и водоводах диаметром 114 и 426 мм. Максимальные потери нефти (жидкости) происходят на нефтепроводах диаметром 219 и 426 мм и водоводах диаметром 114 и 273 мм (табл. 3).

Таблица 3

Затраты на ликвидацию одной аварии и количество разлившейся нефти (жидкости) в зависимости от диаметра трубопровода

Диаметр, мм	Затраты, руб.	Количество разлившейсянефти, т / жидкости, м3
нефтепроводы	водоводы	нефтепроводы	водоводы
Ватьеганское месторождение
114	16315,10	7168,25	0,140	21,6
159	17708,10	-	0,142	-
168	38205,77	4379,70	0,142	18,56
219	71360,99	6137,46	0,381	18,35
273	15993,93	5602,52	0,110	106,00
325	113109,76	-	0,220	-
426	25840,26	8443,6	0,500	20,75
Южно-Ягунское месторождение
114	1159,00	___	0,0886	___
159	5632,12	___	0,1950	___
1	2	3	4	5
168	3129,68	6179,6	0,2630	515
219	7820,18	-	1,1078	-
273	7902,77	-	2,2860	-
325	5282,49	-	0,1312	-
426	11604,49	11932,81	0,1375	180
530	57124,08	5711,27	5,0200	1300

На Южно-Ягунском месторождении наиболее высоки затраты на ликвидацию аварий на нефтепроводах диаметром 426 и 530 мм и водоводах диаметром 426 мм. На нефтепроводах диаметром 273 и 530 мм и водоводах диаметром 530 мм отмечено самое большое количество разлившейся нефти (жидкости) (табл. 3).

В последние годы количество аварий трубопроводов резко возросло (рис. 5). Каждая авария приводит к загрязнению в среднем 25-50 м² территории. В результате 15 % аварий загрязняется до 100 м² и более [1, 2].

Известно, что стабильность экологической обстановки на нефтегазодобывающих предприятиях и прилегающих к ним территориях во многом определяется эффективностью противокоррозионных мероприятий. При этом научно обоснованная и технически грамотно организованная ингибиторная защита металла внутренней поверхности трубопроводов позволяет существенно повысить их надежность, долговечность и промышленную безопасность.

На Южно-Ягунском месторождении наиболее широкое применение нашли ингибиторы коррозии типа ХПК производства Когалымского завода химреагентов (табл. 4).

Протяженность трубопроводов, на которых была введена ингибиторная защита металла, достигла максимального значения к 1998 г. и сохранялась на этом уровне вплоть до 2000 г. В 2001 г. на ряде участков подача ингибитора была прекращена (рис. 9).

Таблица 4

Ингибиторы коррозии, применяемые на Южно-Ягунском месторождении

Ингибитор	Объем закачки по годам, т	Всего
1996	1997	1998	1999	2000	2001
СНПХ-6301	108	141	249
СНПХ-6014	347	388,08	59,58	794,66
ТХ-1153	3,12	29941,4	27054,8	56999,32
ХПК-002	29941,4	11132,52	41073,92
ХПК-002(М)Ф	329,3895	78,6543	408,0438
ХПК-002(В)	16,3975	7,1802	23,5777
ХПК-002(А)	87,5108	87,5108
ХПК-002 Ю.Я.	30,0000	30
Итого по годам	455	532,2	59942,38	38187,32	345,787	203,3453	99666,032

Рис. 9 - Протяженность трубопроводов, защищаемых ингибиторами коррозии

Анализ рис. 7 и 9 свидетельствует о том, что ингибиторная защита трубопроводов Южно-Ягунского месторождения в целом не достигает цели: несмотря на имевшее место увеличение протяженности защищенных трубопроводов, их аварийность также возрастала. По-видимому, причина кроется в некоторых особенностях коррозии металла трубопроводов, характерных для данного месторождения.

На Ватьеганском месторождении ингибиторную защиту трубопроводов начали применять с 2001 г. Протяженность защищаемых участков составляет 22,9 км при годовом объеме закачки 322,8472 т. В связи с малой продолжительностью эксплуатации трубопроводов (около одного года) невозможно по их удельной аварийности (рис. 6) оценить эффективность применяемого ингибитора на многолетнем временном интервале. В 2001 г. наблюдалось резкое снижение удельной аварийности низконапорных водоводов (рис. 6), что не могло быть вызвано только применением ингибитора ХПК-002. К другой причине этого явления относится, скорее всего, ослабление влияния факторов, воздействующих на скорость коррозии металла. К таким факторам относятся обводненность продукции, наличие в ней механических примесей, расслоение при определенных гидродинамических режимах течения водонефтяных эмульсий.

Рассмотрим состояние промысловых трубопроводов Вятской площади Арланского месторождения, среди которых имеется 762,912 км трубопроводов различного назначения и диаметра (табл. 5). В том числе, сборные нефтепроводы и выкидные линии - 375,920 км; водоводы сточных вод высокого давления - 328,966 км; водоводы сточных вод низкого давления - 43,596 км; водоводы пресной воды - 14,43 км. Трубопроводы систем нефтесбора и ППД имеют диаметр от 89 до 630 мм и толщину стенки от 5 до 12 мм. Основным материалом труб является сталь 10 и 20.

Свыше 40 % всех трубопроводов находится в эксплуатации более 15 лет, а 30 % - более 10 лет (рис. 10).

По трубопроводам системы нефтесбора перекачивается скважинная продукция трех объектов разработки: каширо-подольского, визейского (терригенная толща нижнего карбона - ТТНК) и турнейского. Превалирует добыча нефти и жидкости из ТТНК (более 90 %), в связи, с чем данный объект разработки является основным.

Таблица 5

Протяженность трубопроводов различного диаметра

Протяженность трубопроводов (км) по диаметрам (мм)
89	108	114	133	152	159	168	219
Система нефтесбора	7,159	-	14,109	4,274	1,020	69,828	26,214	24,887
Система ППД	30,475	3,292	222,387	-	-	3,338	47,351	0,376
Всего	37,634	3,292	236,496	4,274	1,020	73,166	73,565	25,263
Протяженность трубопроводов (км) по диаметрам (мм)
245	273	299	325	426	530	630
Система нефтесбора	-	21,499	-	4,700	2,900	-	-	-
Система ППД	0,724	3,626	2,260	29,966	2,900	0,055	0,325	-
Всего	0,724	25,125	2,260	29,966	2,900	0,055	0,325	-

Рис. 10 - Возрастной состав трубопроводов Вятской площади Арланского месторождения

Визейский объект разработки состоит из восьми продуктивных пластов (I, II, III, IV₀, IV, V, VI₀, VI). Основные - III и VI, которые определяют объемы добычи нефти, воды и жидкости на Вятской площади. Средняя глубина залегания этих пластов составляет 1240 и 1270 м соответственно.

Пластовые воды теригенной толщи нижнего карбона характеризуются высокой минерализацией, главным образом за счет ионов хлора (табл. 6).

Таблица 6

Средний химический состав пластовых вод

Плотность,г/см3	Содержание ионов1) г/100 г p-pa, 2) моль/дм3, 3) г/дм3, 4) % экв.	Общая минерализация
Cl-	SO4-	НСО3-	Сa++	Mg++	Na++K+
1,170	13,924576,87162,3050,44	0,065115,78310,75810,1739	0,01282,44210,14900,0269	0,9080528,485710,58885,8246	0,2877275,79353,35353,0396	7,56553674,01388,169341,7795	9073,385265,3189

Последние десять лет на Вятской площади, как и на месторождениях Западной Сибири, наблюдается прогрессирующий рост обводненности (рис. 11). Хотя средняя обводненность продукции увеличилась на 5 %, что значительно меньше, чем на Ватьеганском и Южно-Ягунском месторождениях, ее среднегодовой уровень по Вятской площади почти на 20 % выше.

Рис. 11 - Обводненность добываемой продукции

Основные показатели разработки Вятской площади представлены на рис. 12.

Рис. 12 - Данные разработки Вятской площади Арланского месторождения