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

Технология изготовления. На внутреннюю поверхность установки для магнитной обработки воды наносится специальный состав для защиты постоянных магнитов от коррозии. На подготовленную поверхность наносится первый грунтовочный слой. На еще не застывшее покрытие размещают постоянные магниты. Два следующих слоя наносят кистью или безвоздушным распылением. Установки УМЖ выпускаются Инжиниринговой компанией "Инкомп-нефть" по ТУ39-80500-005-99.

Трубопроводные установки УМЖ используются для магнитной обработки жидкости на низконапорном водоводе ДНС-1-КНС-3 Мортымья-Тетеревского месторождения (диаметр труб 325 мм; стенка 16 мм; протяженность - 9,05 км). Эффективность магнитной обработки технологической жидкости без применения ингибитора составила 62,4 %.

В результате совместного воздействия ингибитора ХПК-002 В и магнитных установок скорость коррозии значительно снизилась, расстояние действия ингибитора коррозии ХПК-002 В, прошедшего магнитную обработку, увеличилось. Защитный эффект в среднем составил 80,8 %.

В ТПП "Когалымнефтегаз" установки УМЖ-325-005 (1 шт.), УМЖ-273-005 (1 шт.), УМЖ-219-005 (4 шт.) смонтированы низконапорных трубопроводах:

1. ЦПС-УПСВ-БКНС-1 (диаметр трубы - 273 мм, толщина стенки - 18 мм, объем перекачиваемой подтоварной воды - 500 м³/час) Южно-Ягунского месторождения.

2. ЦПС-БКНС-3 (диаметр трубы - 325 мм, толщина стенки - 6 мм, объем перекачиваемой воды - 300 м³/час) Южно-Ягунского месторождения.

3. Водозабор-БКНС-4 (диаметр трубы - 219 мм, толщина стенки - 16 мм, объем перекачиваемой сеноманской воды - 125 м³/час) Южно-Ягунского месторождения.

4. Водозабор-БКНС-5 (диаметр трубы 219 мм, толщина стенки - 16 мм, объем перекачиваемой сеноманской воды - 200 м³/час) Южно-Ягунского месторождения.

5. Водозабор-БКНС-1 (диаметр трубы 219 мм, толщина стенки - 14 мм, объем перекачиваемой сеноманской воды - 305 м³/час) Кустового месторождения.

6. водозабор-БКНС-2 (диаметр трубы 219 мм, толщина стенки - 18 мм, объем перекачиваемой сеноманской воды - 62 м³/час) Дружного месторождения.

Эффективность защиты трубопроводов от коррозии методами магнитной обработки в среднем составила 32 %. Эффективность ингибитора коррозии ХПК-002 ЮЯ, в результате совместного применения с УМЖ, возросла с 50 до 68 %.

На трубопроводах Вятской площади Арланского месторождения, которые эксплуатирует АОА "Белкамнефть" смонтированы установки для магнитной обработки УМЖ (ТУ 39-80400-005-39). Места монтажа установок типа УМЖ показаны в табл. 8.

Таблица 8

Места монтажа установок УМЖ на трубопроводах системы нефтесбора и ППД (Вятская площадь Арланского месторождения)

Наименованиеобъекта	Местомонтажа	Диаметр и толщина стенки трубопровода, мм
Система ППД
Приемный водовод БКНС-3	300-600 м от ППН	325х8
Приемный водовод ЭЦН-137	0-100 м от места врезки	114х9
Водовод от БКНС-3 на БГ-54	0-50 м от БГ-54	168х11
Водовод от БКНС-5 на БГ-37	0-200 м от БКНС-5	159х10
Система нефтесбора
От точки врезки нефтепровода АГЗУ-40 до ППН	0-500 м от точки врезки	273х8
От АГЗУ-144 до точки врезки АГЗУ-118	0-1500 м от АГЗУ-144	159х6

На низконапорном водоводе (диаметр труб 159 мм; стенка 8 мм; протяженность - 1,05 км) Волковского месторождения на начальном участке смонтирована установка УМП-159-006 для снижения коррозионной активности перекачиваемой жидкости. За счет применения установок магнитной обработки жидкости, удалось снизить коррозионную активность перекачиваемой жидкости (рис. 26).

5. Выбор ингибиторов коррозии и технологии их использования

Отечественные и зарубежные нефтехимические предприятия предлагают для защиты от коррозии нефтегазопромыслового оборудования большую номенклатуру ингибиторов коррозии. Для выбора и использования в конкретных условиях того или иного ингибитора у лица, принимающего решение, имеется информация по стоимости химреагента и результаты лабораторных, стендовых промысловых испытаний.

а б в

(а)- новый; (б) - в среде без магнитной обработки; (в)- в среде с магнитной обработкой

Рис. 26- Внешний вид образцов ( Сергеевское месторождение,НГДУ "Уфанефть")

Это определенные по ГОСТ 9.506-87 [5] показатели защитной способности ингибитора - скорость коррозии и степень защиты. Рассмотрим применение вероятно- статистических методов теории принятия решений для выбора ингибиторов коррозии.

На Вятской площади Арланского месторождения прошли испытания, следующие ингибиторы коррозии:

a₂- Рекорд - 608; a₂- ХПК-002В; a₃- Сонкор-9801; a₄- Азимут 14 Б.

Были рекомендованы различные технологии использования ингибиторов (табл. 9):

- b₁- постоянная дозировка в системе нефтесбора и ППД;

- b₂- периодическая дозировка через каждые две недели в течении двух суток;

- b₃- периодическая дозировка, совмещенная с магнитной обработкой перекачиваемой жидкости с помощью аппаратов УМЖ;

- b₄- постоянная дозировка только в системе нефтесбора;

- b₅- постоянная дозировка, совмещенная с магнитной обработкой перекачиваемой жидкости.

Таблица 9

Сравнительная эффективность предлагаемых технологий

использования ингибиторов коррозии

Предлагаемоемероприятие	Экономический эффект от мероприятия, млн.руб. Защитный эффект,%
Рекорд-608	ХПК-002В*	Сонкор-9801	Азимут 14 Б
Постоянная дозировка	0 10,1	-2,957 61,8	-1,670 66,3	-1,584 70,8
Периодическая дозировка	18,298 10,1	17,909 61,8	18,078 66,3	18,089 70,8
Периодическая дозировка + магнитная обработка	15,498 67,4	15,109 85,4	15,278 71,9	15,289 78,7
Постоянная дозиров-ка в системе нефтесбора	10,595 10,1	8,542 61,8	9,213 66,3	9,257 70,8
Постоянная дозировка только в системе нефтесбора +магнитная обработка	7,795 67,4	5,742 85,4	6,413 71,9	6,457 78,7

За базу сравнения принят широко используемый ингибитор коррозии - Рекорд - 608 Н. На основании лабораторных исследований лучшие результаты достигнуты используя ингибитор ХПК-002В совместно с магнитной обработкой жидкости (защитный эффект составил - 85,4%). Стабильно высокие результаты показывает ингибитор Азимут 14 Б.

На основании таблицы 9 построим матрицу вероятности благоприятных решений (табл. 10). Примем, что защитная эффективность ингибиторов коррозии равна вероятности благоприятного решения. По строкам представлена вероятность благоприятного решения (защитный эффект) ингибиторов коррозии a_ij ,а в столбцах технологические варианты использования ингибиторов b_ij .

Таблица 10

Матрица вероятности благоприятного решения

b₁	b₂	b₃	b₄	b₅
a₁	0,10	0,10	0,67	0,10	0,67
a₂	0,62	0,62	0,85	0,62	0,85
a₃	0,66	0,66	0,72	0,66	0,72
a₄	0,71	0,71	0,79	0,71	0,79

На первом этапе выберем предпочтительную стратегию использования ингибиторов. Вероятность закупки того или иного ингибитора примем обратно пропорционально их стоимости, то есть наиболее вероятно приобретение более дешевого химреагента:

Р_a1=0,40; Р_a2=0,18; Р_a3=0,21; Р_a4=0,21

Рассчитаем математическое ожидание благоприятного решения для каждого ингибитора:

m_b1= 0,4х0,1+0,18х0,62+0,21х0,66+0,21х0,71=0,46

m_b2= 0,4х0,1+0,18х0,68+0,21х0,66+0,21х0,71=0,46

m_b3=0,4х0,67+0,18х0,85+0,21х0,72+0,21х0,79=0,77

m_b4=0,4х0,1+0,18х0,62+0,21х0,66+0,21х0,71=0,46

m_b5=0,4х0,67+0,18х0,85+0,21х0,72+0,21х0,79=0,61

Как видно из расчетов, при принятой вероятности закупки, можно рекомендовать вариант периодической закачки ингибиторов с магнитной обработкой жидкости (m_b3 =0,77), и вариант постоянной дозировки с магнитной обработкой (m_b5=0,61).

Список литературы

1. Инюшин Н.В., Шайдаков В.В., Емельянов А.В., Чернова К.В. Анализ эксплуатации промысловых трубопроводов Ватьеганского месторождения НГДУ "Повхнефть" // Нефтегазовое дело www: ogbus.net (authors). shai 3.pdf, 2002. - 8 с.

2. Инюшин Н.В., Хайдаров Р.Ф., Шайдаков В.В., Емельянов А.В., Чернова К.В. Анализ эксплуатации промысловых трубопроводов НГДУ "Когалымнефть" // Нефтегазовое дело www: ogbus.net (authors). shai 3.pdf, 2002. - 11 с.

3. Соболь И.М. Численные методы Монте-Карло. - М.: Наука, 1973.

4. Кей Дж., Лэби Т. Таблицы физических и химических постоянных. - 2-ое изд. - М.: Государственное издательство физико-математической литературы, 1962.

5. ГОСТ 9.506-87 (СТ СЭВ 5733-86). Ингибиторы коррозии металлов в водно-нефтяных средах. Методы определения защитной способности.