Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов

К.т.н. Шайдаков В.В. (Инжиниринговая компания "Инкомп-нефть"), к.т.н. Каштанова Л.Е. (Инжиниринговая компания "Инкомп-нефть"), Емельянов А.В.(Уфимский государственный нефтяной технический университет)

Проведен анализ осложнений при эксплуатации промысловых трубопроводов на Ватьеганском, Южно-Ягунском и Арланском месторождениях. Для снижения коррозионной активности перекачиваемых по промысловым трубопроводам жидкостей предложены установки на постоянных магнитах. В статье приводится их описание, порядок расчета параметров установок, а также результаты промышленного внедрения.

1 Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов на примере Ватьеганского, Южно-Ягунского и Арланского месторождений

На Ватьеганском и Южно-Ягунском месторождениях находится в эксплуатации около 1800 км трубопроводов различного назначения и диаметра: 35,7 % - нефтесборные трубопроводы; 14,0 % - напорные нефтепроводы от дожимных насосных станций (ДНС) до магистрального нефтепровода; 6,1 % - внутриплощадочные нефтепроводы; 38,5 % и 5,7 % - высоконапорные и низконапорные водоводы соответственно.

Более 49 % трубопроводов эксплуатируется свыше 10 лет (рис. 1).

Одним из важнейших факторов снижения надежности нефтепромысловых трубопроводов является воздействие на металл их внутренней поверхности перекачиваемых жидкостей, содержащих коррозионно-активные компоненты.

  

Рис. 1 - Возрастной состав трубопроводов (в годах)

По трубопроводам системы нефтесбора Ватьеганского и Южно-Ягунского месторождений транспортируется продукция следующих основных продуктивных пластов: АВ_1/2, АВ₈, АВ₃ (Вартовский свод Ачсимовская свита); БВ₁, ЮВ₁ (меловая и юрская системы, Вартовский свод); БС_10/1, БС_10/2, БС_11/1, БС_11/2 (меловая система, Сургутский свод) и ЮС₁ (юрская система, Сургутский свод). Средняя глубина залегания пластов составляет 1935-2831 и 2340-2870 м на Ватьеганском и Южно-Ягунском месторождениях соответственно. Наибольшей продуктивностью обладают пласты АВ_1/2, БС_10/2 и БС_11/2 (рис. 2).

Рис. 2 - Отношение дебитов пластов к общему объему добычи

Все пласты за ис ключением ЮВ1, БВ1 и ЮС1 имеют обводненность более 60 %. В последнее десятилет на Ватьеганском и Южно-Ягунском месторождениях наблюдается прогрессирующий рост обводненности (рис. 3). На Ватьеганском месторождении она увеличилась в среднем на 50 %, на Южно-Ягунском - на 30 %. С увеличением глубины залегания пластов минерализация пластовых вод возрастает с 19,31 (БС_10/2) и 19,39 г/л (АВ₃) до 23,42 (ЮС₁) и27,16 г/л (ЮВ₁).

Рис. 3 - Обводненность пластов Ватьеганского и Южно-Ягунского месторождений

Степень минерализации этих вод определяют хлор-ионы (табл. 1).

В составе вод пластов БС_10/1, БС_10/2, БС_11/1 и БС_11/2 присутствуют ионы кальция в количестве 427,08-533,55 мг/л. Концентрация ионов магния в водах этих пластов более чем в шесть раз ниже (62,31-76,37 мг/л). В водах пласта ЮС₁ содержание Са²⁺ составляет 200-300 мг/л. Сравнение концентраций сульфат- и хлор-ионов также свидетельствует, что состав вод пласта ЮС₁ существенно отличается от состава вод других пластов. Если в водах пластов БС_10/1, БС_10/2, БС_11/1 и БС_11/2  содержание SO₄ ^2- не превышает 11 мг/л, то в водах ЮС₁ оно достигает 25,5 мг/л.

Таблица 1

Средняя концентрация компонентов в пластовых водах

Ватьеганского и Южно-Ягунского месторождений

Пласт	Химический состав, мг/л	Минерализация, мг/л
Cl -	SO4 2-	HCO3-	Ca 2+	Mg 2+	Na++K+
АВ1/2	12309,30	11,45	218,39	837,27	93,23	7210,60	20692,38
БВ1	12390,24	7,98	390,70	899,97	66,54	7292,10	21072,24
АВ8	13642,71	6,26	447,37	1439,86	159,16	7353,84	23056,70
АВ3	12153,12	12,67	176,63	855,72	80,23	7081,60	19397,71
ЮВ1	15865,30	13,40	567,30	742,62	88,48	9870,25	27163,54
БС10/1	11915,33	10,91	810,97	533,55	76,37	7567,29	20930,36
БС10/2	11021,39	9,56	700,84	432,00	63,45	7068,83	19311,21
БС11/1	12084,94	6,52	996,83	468,58	76,15	7842,07	21484,07
БС11/2	11038,59	8,45	741,21	427,08	62,31	7108,04	19397,71
ЮС1	13307,18	25,50	861,47	290,36	63,83	8856,7	23418,33

Воды всех пластов содержат большое количество бикарбонат-ионов (741,21 - 996,83 мг/л). Последнее свидетельствует о высокой концентрации растворенного в водах углекислого газа, поскольку поступление ионов НСО₃^- в раствор происходит вследствие диссоциации угольной кислоты.

Концентрация углекислого газа в системе ППД составляет примерно 20 - 60 % от его концентрации в трубопроводах системы нефтесбора. Известно, что скорость углекислотной коррозии металла и количество растворенного в жидкости СО₂ пропорциональны его парциальному давлению. Можно предположить, что при равных скоростях потоков и температурах скорость углекислотной коррозии в системе ППД составляет от 30 до 70 % от скорости углекислотной коррозии трубопроводов системы нефтесбора.

Рост концентрации СО₂, а, следовательно, и HCO₃^- увеличивает коррозионную агрессивность добываемой жидкости. Это, в первую очередь, должно отразится на работоспособности оборудования системы нефтесбора.

В попутной воде, отделяемой от нефти Ватьеганского и Южно-Ягунского месторождений, обнаруживается до 0,5 мг/л сероводорода, что не должно значительно увеличивать ее коррозионную агрессивность. Согласно стандарту NACE RP0475-98 вода с содержанием сероводорода менее 1 мг/л приравнивается к воде, не содержащей сероводород.

В последние годы в сточной воде системы ППД обоих месторождений отмечается присутствие до 0,3 мг-экв/л ионов SO₄ ^2-, что, в частности, можно связать с интенсификацией процесса сульфатредукции в заводняемых пластах.

СВБ обнаружены по всей технологической цепочке добычи, подготовки и транспорта нефти и воды рассматриваемых месторождений, в том числе в призабойных зонах пласта нагнетательных скважин. Содержание СВБ в средах Ватьеганского и Южно-Ягунского месторождений составляет 10⁵-10⁶ клеток/мл. Считается, что наиболее благоприятными условиями для сульфатредукции в нефтяных пластах являются температура 35-40 ⁰С, присутствие углеводородокисляющих бактерий, продукты жизнедеятельности которых служат источниками питания для СВБ, и наличие достаточного количества сульфатов. Температура в пластах Ватьеганского месторождения (табл. 2) намного выше оптимальной температуры развития СВБ, в связи, с чем сульфатредукция может протекать в призабойных зонах нагнетательных скважин, охлажденных закачиваемой водой.

Таблица 2

Параметры пластов Ватьеганского месторождения

Наименование пласта	Газовый фактор, м3/м3	Плотность нефти, г/см3	Плотность воды, г/см3	Давление насыщения, МПа	Вязкость нефти, МПа сек.	Температура пласта, 0С	Содержание азота, %	Плотность газа, г/см3
АВ1/2	40	0,860	1,013	8,4	2,47	64	2,6	0,628
АВ3	40	0,860	1,013	8,4	2,47	64	2,6	0,628
АВ8/2	43	0,844	1,014	8,0	2,90	71	2,4	0,677
БВ1	33	0,863	1,013	7,6	2,07	73	2,6	0,692
ЮВ1	78	0,833	1,019	9,9	1,75	90	3,4	0,819

С увеличением объемов закачки количество таких зон, как и их общий объем, должно возрастать. В соответствии с увеличением объема закачки воды (рис. 4) в заводняемых пластах происходит интенсификация процесса сульфатредукции.

С увеличением обводненности, содержания  СО₂ (а, следовательно, и HCO₃^-) и СВБ создаются благоприятные условия для роста аварийности трубопроводов систем нефтесбора и ППД.

Рис. 4 - Изменение объема закачки воды по годам

С 1991 по 2001 г.г. на Ватьеганском и Южно-Ягунском месторождениях произошло 455 порывов нефтепроводов, а с 1997 по 2001 г.г. - 71 порыв водоводов.

В период с 1997 по 2000 г.г. отмечено резкое увеличение числа порывов как на нефтепроводах, так и на водоводах. В 2001 г. в динамике аварийности наблюдался незначительный спад (рис. 5). Аналогичная закономерность прослеживается и для удельной аварийности трубопроводов (рис. 6, 7).

Высокая удельная аварийность нефтесборных трубопроводов и низконапорных водоводов по причине коррозии связана с малыми скоростями течения перекачиваемых сред, так как в этих условиях происходит расслоение водонефтяных эмульсий с образованием водного подслоя (в случае системы нефтесбора) и выносом механических примесей с их последующим осаждением на стенках труб. Имеет место усиление коррозии за счет возникновения и функционирования макрогальванопар "металл трубы - отложения".

Рис. 5 - Аварийность трубопроводов

Рис. 6 - Удельная аварийность трубопроводов Ватьеганского месторождения

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 разлившейся нефти, 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 ионов 1) г/100 г p-pa, 2) моль/дм3, 3) г/дм3, 4) % экв.	Общая минерализация
Cl-	SO4-	НСО3-	Сa++	Mg++	Na++K+
1,170	13,92 4576,87 162,30 50,44	0,0651 15,7831 0,7581 0,1739	0,0128 2,4421 0,1490 0,0269	0,9080 528,4857 10,5888 5,8246	0,2877 275,7935 3,3535 3,0396	7,5655 3674,013 88,1693 41,7795	9073,385 265,3189

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

Q_н - добыча нефти, млн. т; Q_ж - отбор жидкости, млн. м³; Q_зак. - закачка воды, млн. м³

С 1995 по 2000 г.г. на Вятской площади произошло 1055 порывов трубопроводов, из них на водоводах v 201 (19,0 %), на выкидных линиях - 757 (71,8 %) и на нефтесборных трубопроводах - 97 (9,2 %). Доля отказов по причине коррозии составляет 98,4 %, из которых 74,4 % аварий произошло вследствие коррозии наружной поверхности труб, и 24,0 % - внутренней.

Анализ зависимости числа порывов на трубопроводах систем нефтесбора и ППД от объема закачиваемого ингибитора не выявил корреляционной связи между данными показателями (рис. 13).

Рис. 13 - Аварийность трубопроводов и объем закачки ингибиторов

Основная доля отказов по причине коррозии наружной поверхности труб приходится на выкидные линии системы нефтесбора и составляет 96,4 % от общего числа аварий (рис. 14).

Рис. 14 - Аварийность выкидных линий

Осмотр поврежденных участков трубопроводов и анализ характера коррозионных разрушений показал, что основным видом коррозии наружной поверхности промысловых трубопроводов является язвенная коррозия, а внутренней v общая (рис. 15).

1 - нефтепровод, эксплуатировавшийся без ингибиторной защиты

2 - высоконапорный водовод

Рис. 15 - Образцы труб, вырезанные с места порыва

В табл. 7 приведены химический состав и некоторые свойства коррозионных сред, перекачиваемых на Вятской площади.

В средах, перекачиваемых на Вятской площади, содержание сероводорода, как правило, не превышает 20 мг/л (табл. 7), в результате чего на поверхности металла должны образовываться нерастворимые полисульфиды железа, состоящие из троилита и пирита.

Таблица 7

Химический состав и свойства перекачиваемых сред

Показатель	Система нефтесбора	Система ППД
рН	6,25	6,20
Cl-, мг/л	158596,50	161280,00
SO42-, мг/л	523,17	407,50
Ca2+, мг/л	10566,67	10900,00
Mg2+, мг/л	3485,87	2979,20
K++Na+, мг/л	83872,26	84997,04
HCO3-, мг/л	162,67	155,55
Общая минерализация, мг/л	257207,14	260719,29
Н2S, мг/л	7,11	19,55
O2, мг/л	0,07	0,10
CO2, мг/л	0,86	1,28
Удельный вес	1,18	1,18
Сухой остаток, мг/л	293400,00	301490,00

Это подтверждается результатами ревизии образцов-свидетелей, находившихся в водонефтяной эмульсии системы нефтесбора в течение 40 суток.

В ходе осмотра образцов-свидетелей коррозионных повреждений металла не выявлено (рис. 16). Образцы покрыты темной сплошной пленкой, характерной для троилита и пирита.

  1     2     3

Рис. 16 - Внешний вид образцов-свидетелей до (1) и после экспозиции в водонефтяной эмульсии (2) и в модельной среде NACE (3) в течение 40 суток

Низкое содержание сероводорода в средах Вятской площади можно связать с их высокой минерализацией (до 260 г/л, табл. 7), уменьшающей его растворимость.

Анализ химического состава коррозионных сред, проведенный на Вятской площади Арланского месторождения, показал значительное содержание в них ионов хлора (около 160 г/л), которые при такой концентрации могут ингибировать коррозию даже при образовании на поверхности металла рыхлой пленки полисульфидов железа (за счет блокирования активных участков поверхности).

На Вятской площади содержание кислорода в воде незначительно (от 0,07 до 0,1 мг/л), вследствие чего он не может вызвать активное усиление коррозии. Низкое содержание кислорода в воде можно связать с отсутствием подпитки последней пресными водами (за исключением канализационных стоков) и других его источников.

Коррозионная среда Вятской площади Арланского месторождения содержит большое количество растворенных солей, которые также влияют на скорость коррозии. В пластовых и сточных водах Вятской площади количество углекислоты незначительно, и оно не приводит к ускорению коррозии.