Статья: Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов
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.