ОСЛОЖНЕНИЯ В ЭКСПЛУАТАЦИИ ТРУБОПРОВОДОВ
КОРРОЗИЯ ТРУБОПРОВОДОВ 350 тыс. км промысловых трубопроводов; ~ 50 тыс. отказов в год; 90% отказов вследствие коррозии: системы нефтесбора (55%) и системы ППД (35%)
Затраты в секторах закупок для направления разведка и добыча ТНК-ВР МТР — 1, 2 млрд долл http: //www. tyumen-region. ru/industry/directory/index. php? ELEMENT_ID=566
Коррозия – это разрушение металлов в результате их физико-химического взаимодействия с окружающей средой. Этот процесс происходит поверхности раздела фаз. на
КОРРОЗИЯ ВНЕШНЯЯ • Атмосферная • Газовая • Почвенная ВНУТРЕННЯЯ • Газовая • Жидкостная
Внутренняя коррозия трубопроводов
ВИДЫ КОРРОЗИИ 1. РАВНОМЕРНАЯ ИЛИ ОБЩАЯ 2. ЛОКАЛЬНАЯ: • ПЯТНА; • ЯЗВЫ; • ПИТТИНГОВАЯ 3. МЕЖКРИСТАЛЛИТНАЯ 4. ИЗБИРАТЕЛЬНАЯ 5. КОРРОЗИОННОЕ РАСТРЕСКИВАНИЕ
ВИДЫ КОРРОЗИОННЫХ РАЗРУШЕНИЙ
Процесс коррозии металлов может протекать по двум механизмам: q по механизму химических реакций q по механизму электрохимических реакций, сопровождающихся прохождением электрического тока между отдельными участками поверхности металла Химическая коррозия меньшей скоростью, коррозия. характеризуется обычно чем электрохимическая
Коррозия стали в водной среде происходит вследствие протекания электрохимических реакций. Электрохимическая коррозия возникает в результате работы множества макро- или микрогальванопар в соприкасающемся с электролитом. металле,
УСЛОВИЯ ПРОТЕКАНИЯ ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКИХ РЕАКЦИЙ 1. Наличие электролита – токопроводящей среды (почвенная влага, пластовая вода). 2. Наличие двух участков металла с различным потенциалом в растворе электролита. 3. Соединение этих разнородных участков между собой проводником.
ГАЛЬВАНИЧЕСКИЙ ЭЛЕМЕНТ Zn 2+ + 2 OH- = Zn(OH)2 ↓ Процесс будет протекать до тех пор, пока весь цинк не растворится в электролите. Процесс электрохимической коррозии стальных промысловых трубопроводов аналогичен процессу разрушения Zn электрода в гальваническом элементе.
ПРИЧИНЫ ВОЗНИКНОВЕНИЯ ГАЛЬВАНИЧЕСКИХ ПАР В МЕТАЛЛАХ § соприкосновение двух разнородных металлов (ряд напряжений металлов) § § наличие в металле примесей § § образование пор в окисной пленке § наличие участков с неравномерным доступом активных компонентов внешней среды, например, воздуха наличие участков с различным кристаллическим строением наличие участков с различной механической нагрузкой
Таким образом, на поверхности металла образуются гальванические элементы, микро- и макропары, то есть образуются анодные и катодные участки. • Анодом является металл (участок) с более высоким отрицательным потенциалом; • Катодом является металл (участок) с меньшим потенциалом.
ЭЛЕКТРОДНЫЕ РЕАКЦИИ НА АНОДЕ: Fe - 2 ē Fe 2+ НА КАТОДЕ: р. Н < 4, 3 2 Н++ 2 ē 2 Н адс Н + Н Н 2 р. Н > 4, 3 О 2 +2 Н 2 О + 4 ē 4 ОН- (1) (2) (3) (4) Fe 2+ + 2 ОН- Fe (ОН)2 (5) 4 Fe (ОН)2 + О 2 + 2 Н 2 О 4 Fe (ОН)3 (6)
ФАКТОРЫ КОРРОЗИИ ИНТЕНСИВНОСТЬ КОРРОЗИИ 1. ТЕМПЕРАТУРА И р. Н ВОДЫ
ФАКТОРЫ КОРРОЗИИ ИНТЕНСИВНОСТЬ КОРРОЗИИ 2. СОДЕРЖАНИЕ КИСЛОРОДА В ВОДЕ
ФАКТОРЫ КОРРОЗИИ 3. ПАРЦИАЛЬНОЕ ДАВЛЕНИЕ СО 2 (МПа) Растворение СО 2 сопровождается возрастанием скорости коррозии
ДЕЙСТВИЕ СО 2 § Понижение р. Н среды § Увеличение выделения водорода на катоде § Образование карбонатно-оксидных пленок на поверхности металла
ФАКТОРЫ КОРРОЗИИ скорость коррозии 4. МИНЕРАЛИЗАЦИЯ ВОДЫ Повышение электропроводности среды минерализация Уменьшение растворимости газов (СО 2) в воде. Возрастание вязкости воды и затруднение диффузии кислорода к катодным участкам
ФАКТОРЫ КОРРОЗИИ 5. ДАВЛЕНИЕ Повышение давления способствует гидролизу солей и увеличивает растворимость СО 2.
ФАКТОРЫ КОРРОЗИИ 6. СТРУКТУРНАЯ ФОРМА ПОТОКА эмульсионная
ФАКТОРЫ КОРРОЗИИ 7. БИОКОРРОЗИЯ § Fe + H 2 S Fe. S↓ + H 2 § образуется гальваническая микропара Fe - Fe. S, где Fe является анодом
Коррозионную агрессивность воды характеризует: ü природа и количество растворенных солей ü р. Н (знать определение) ü жесткость воды (знать определение) ü содержание кислых газов Степень влияния факторов зависит от: ü температуры ü давления ü структуры потока ü количественного соотношения воды и углеводородов
уравнение Де-Варда-Миллиамса 2 1 3 10 < t < 60; 5, 4 < р. Н < 7, 6; 0, 001 < PCO 2 < 0, 1; 85 < HCO 3 - < 600. рав ном ерн ая кор роз Зависимость скорости потери массы от р. Н (синтетическая пластовая вода Самотлорского нефтяного месторождения). 1 - экспериментальные данные, 2 - расчет по уравнению (1) для тех же условий, 3 - расчет по уравнению (2) ия
СПОСОБЫ ЗАЩИТЫ ТРУБОПРОВОДОВ ОТ ВНУТРЕННЕЙ КОРРОЗИИ НА СТАДИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ 1. МЕХАНИЧЕСКИЕ 2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ 3. ХИМИЧЕСКИЕ
ПЛАСТМАССОВЫЕ ТРУБЫ НА ДАВЛЕНИЯ ДО 1 МПа НА ДАВЛЕНИЯ 4 -6 МПа И ВЫШЕ ПОЛИЭТИЛЕН НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ КОМПОЗИТНЫЕ МАТЕРИАЛЫ ПОЛИПРОПИЛЕН СТЕКЛОПЛАСТИК ПОЛИВИНИЛХЛОРИД АРМИРОВАННЫЙ СТЕКЛОПЛАСТИК ПОЛИБУТЕН БИПЛАСТМАССОВЫЕ АКРИЛОНТРИЛБУТАДИЕН
ЗАВИСИМОСТЬ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ ОТ ВРЕМЕНИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТРУБ 1 - стальная труба; 2 - металлопластмассовая и гибкая труба; 3 - труба с эпоксидным или полимерным покрытием
ИЗМЕНЕНИЕ ПРОЧНОСТИ ПОЛИЭТИЛЕНА В ЗАВИСИМОСТИ ОТ КОНЦЕНТРАЦИИ НЕФТИ Р, МПа 24 22 0 2 4 6 7 C, %
СТЕКЛОВОЛОКНИСТЫЕ ТРУБЫ С МЕТАЛЛИЧЕСКИМ СЛОЕМ ДЛЯ ТРУБОПРОВОДОВ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ BONDSTRAND® SSL
Стекловолокнистые трубы АРМПЛАСТ для нефтепроводов и водов Завод «АРМПЛАСТ» , г. Нижневартовск
диаметр: 100, 160, 200. 320, 450, 620 мм; длина: 8 – 11 м; рабочее давление: 1, 6 – 6, 4 МПа.
КОНСТРУКЦИЯ ГИБКОЙ ТРУБЫ 1 - внутренняя полимерная камера 2 - армирующие слои 3 - наружная полимерная оболочка 4 - концевые соединения
Армированные трубы из термопластичных материалов (АТТМ) ( «Технология Композитов» г. Пермь) Полиэтиленовые армированные трубы высокого давления ПНД-ТН согласно ТУ 2248 -001 -55038886 -01 предназначены для транспортировки и перекачки жидких, газообразных и химически агрессивных сред. Труба изготавливается из полиэтилена низкого давления методом экструзии и намотки силовых каркасов из высокопрочных синтетических нитей в направлении осей максимальных напряжений. Конструктивно труба состоит из трех слоев: 1 - внутреннего слоя из термопластичного материала; 2 - силового слоя из армирующих нитей; 3 - наружного слоя из термопластичного материала.
Предназначены для устройства трубопроводов хозяйственно-питьевого назначения, распределительных и технологических трубопроводов, транспортирующих жидкие, газообразные, химически агрессивные среды, сырую нефть и нефтепродукты. Разрушающее внутреннее давление (в зависимости от диаметра и материала армирующего слоя) - 8, 0 до 20 МПа. Трубы из полиэтилена для газопроводов согласно ГОСТ Р 50838 -95. Материал для изготовления труб - полиэтилен длительной прочностью MRS 8, 0 (ПЭ 80). Предназначены для трубопроводов, транспортирующих природные горючие газы.
Характеристики труб из термопластичных материалов § температура транспортируемой среды не более +60°С § температура окружающей среды от -50°С до +50°С § стойкость к воздействию коррозийно-активных агентов в атмосфере: § сернистого газа - концентрация от 20 до 250 мг/куб. м/сут. , § хлоридов - менее 0, 3 мг/куб. м/сут. ; § неограниченная стойкость к воздействию бактерий, продуктов разложения, органических отходов, нефти и нефтепродуктов; § цвет: черный - для воды и прочих сред желтый - для газа § диаметр от 63 до 160 мм.
Производство армированных труб из термопластичных материалов Линия изготовления внутреннего слоя методом экструзии Экстру зия (от позднелат. extrusio — выталкивание) — технология получения изделий путем продавливания расплава материала через формующее отверстие. Обычно используется в производстве полимерных (резиновых смесей, пластмасс, крахмалсодержащих и белоксодержащих смесей), ферритовых изделий (сердечники), а также в пищевой промышленности (макароны, лапша и тп. ), путем продавливания расплава материала через формующее отверстие экструдера. Формующий инструмент (экструзионную головка, фильера) - для получения изделия с поперечным сечением нужной формы.
Установка намотки силового каркаса из высокопрочных синтетических нитей
Изготовление наружного слоя методом экструзии
Маркировка готовой продукции и раскрой по заданным размерам
ВНИИТнефть Срок эксплуатации - не менее 20 лет Гибкие полиэтиленовые и полимерно-металлические трубы • Трубы нефтепромысловые из полиэтилена(ПЭ 80 и ПЭ 100) с наружным диаметром от 63 до 630 мм на рабочее давление до 2, 5 МПа • Трубы из полиэтилена (ПЭ 80 и ПЭ 100) для транспортировки попутного нефтяного газа с наружным диаметром от 63 до 315 мм на рабочее давление до 1, 25 МПа • Трубы гибкие полимерно-металлические условным диаметром от 50 до 150 мм на рабочее давление до 4 МПа с температурой транспортируемого агента до +95°С (кратковременно до +110°С) • Трубы полимерно-металлические с условными диаметрами 225, 315, 400 мм на рабочие давления 2, 5 МПа и 4 МПа • Трубы гибкие полимерно-металлические с условным диаметром 75 мм на рабочее давление 10 -15 МПа http: //www. vniitneft. ru/002. htm
ХИМИЧЕСКАЯ ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ИНГИБИТОРЫ – вещества, способные снижать скорость коррозии Схема адсорбции ингибитора на поверхности металла ЭЛЕКТРОЛИТ Ингибитор в водной среде МЕТАЛЛ
Схема структуры адсорбированных слоев ингибитора на поверхности металла Сушков_2003(4)_диск
МЕТОДЫ И ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА КОРРОЗИОННОГО МОНИТОРИНГА Метод образцов-свидетелей В промысловых условиях скорость внутритрубной коррозии определяется по образцам-свидетелям, вводимым в газонефтеводяной поток. K – скорость коррозии; m 1, m 2 – масса образца стали до опыта и после него, г; τ – продолжительность опыта, ч; S – поверхность образца, м 2.
Скорость коррозии выражается: § числом граммов металла, разрушенного в течение часа (года) на площади 1 м 2, г/(м 2·ч); § величиной распространения коррозии в глубь металла, мм/год. Эффективность ингибитора: или коэффициент торможения: K 1 и K 2 – скорости коррозии без ингибитора и с ингибитором.
ОСОБЕННОСТИ КОРРОЗИИ НЕФТЕПРОВОДОВ В УСЛОВИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
Типичные виды электрохимической коррозии по нижней образующей труб по сварному соединению http: //www. vniitneft. ru/expert_iss. htm по основному металлу сульфидное коррозионное растрескивание
Образование дефектных участков трещин вдоль заводских сварных швов прямошовной трубы после ввода в эксплуатацию на одном из месторождений Западной Сибири http: //www. vniitneft. ru/expert_iss. htm
Канавочная коррозия трубопроводов большого диаметра по нижней образующей Некрасов, 2006
ФАКТОРЫ КОРРОЗИИ, характерные для Западной Сибири Коррозионный процесс разрушения стали протекает по углекислотному механизму в условиях выпадения солей из водной фазы продукции скважин.
СТАДИИ УГЛЕКИСЛОТНОЙ КОРРОЗИИ І. Отложение Са. СО 3 на поверхности трубы. ІІ. Локальные отслоения Са. СО 3. ІІІ. Образование гальванической макропары: металл----------- поверхность трубы (анод) (катод) ІV. Осаждение Fe. CO 3. V. Отслоение Fe. CO 3. VІ. Функционирование гальванической макропары. Скорость коррозии может достигать 5 -8 мм/год.
СХЕМА ОБРАЗОВАНИЯ ВИХРЕЙ НА ВОЛНОВОЙ ПОВЕРХНОСТИ РАЗДЕЛА ФАЗ НЕФТЬ - ВОДА U - скорость и направление движения вихрей потока смеси W - частота вращения вихря Fn - поперечная боковая сила вращения вихря G - сила тяжести
МЕТОДЫ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ЛОКАЛЬНОЙ КОРРОЗИИ ПО НИЖНЕЙ ОБРАЗУЮЩЕЙ НЕФТЕПРОВОДНЫХ ТРУБ • Не допускать выделения воды в качестве отдельной фазы, регулируя гидравлический режим трубопровода. • Осуществлять путевой сброс выпавшей воды. • Удалять скопления воды на пониженных участках трассы нефтепроводов.
КОЛОНИИ ТРЕЩИН, образовавшихся в результате коррозионного растрескивания трубопровода
РАЗРЕЗ СТЕНКИ ТРУБЫ С ТРЕЩИНОЙ КОРРОЗИОННОГО РАСТРЕСКИВАНИЯ
МЕТОДЫ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ЛОКАЛЬНОЙ КОРРОЗИИ ПО НИЖНЕЙ ОБРАЗУЮЩЕЙ НЕФТЕПРОВОДНЫХ ТРУБ 1. Не допускать возникновения циклических нагрузок, регулируя гидравлический режим трубопровода. 2. Ингибирование. 3. Легирование трубной стали. 4. Режим термообработки труб. 5. Применение гальванических и лакокрасочных покрытий.
ТЕРМООБРАБОТКА ТРУБ
ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ ДЕФЕКТОСКОПА «УЛЬТРАСКАН»
РАСПОЛОЖЕНИЕ ДАТЧИКОВ
РАСПОЛОЖЕНИЕ ДЕФЕКТОСКОПА В ТРУБЕ
Горетый_09
Способы защиты трубопроводов от внутренней коррозии на стадии проектирования Инструкция по проектированию и эксплуатации антикоррозионной защиты трубопроводов систем нефтегазосбора на месторождениях Западной Сибири РД 39 -0147323 -339 -89 -Р РД распространяется на проектирование новых, реконструкцию и эксплуатацию действующих систем нефтегазосбора и регламентирует проведение мероприятий по защите от коррозии трубопроводов систем нефтегазосбора в зависимости от физикохимических свойств и гидродинамического режима течения продукции скважин.
Технологические методы § ограничение длины ветви нефтесбора (для обеспечения антикоррозионного режима течения на всех участках) § применение двухтрубной системы нефтегазосбора (на некоторых участках, для обеспечения длительного антикоррозионного режима течения жидкости в трубопроводах) § применение диаметров, обеспечивающих антикоррозионный режим течения в коллекторе (при гидравлическом расчете т/п) § ингибиторная защита (для участков, на которых невозможно применение технологических методов)
Затем:
Критическая скорость выноса рыхлых осадков водной фазой расслоенного потока:
ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАЗЛИЧНЫХ СПОСОБОВ БОРЬБЫ С ВНУТРЕННЕЙ КОРРОЗИЕЙ НЕФТЕПРОВОДНОЙ СИСТЕМЫ НА САМОТЛОРСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
НП-8 Дозировка ингибитора коррозии, г/м 3 Эффек т защит ы, % Кол-во аварий за время защиты ингибитором, шт К. 1973 -КСП-6 40 000 1, 07 0, 01 -0, 1 15 80 -99 за 4 года - 1 16000 4, 15 0, 03 -0, 1 20 93 -99 за 4 года - 3 К. 439 -ДНС-13 30000 4, 68 0, 05 -0, 3 15 95 -99 за 4 года -2 20000 0, 5 0, 005 -0, 03 15 90 -98 за 4 года -4 К. 892 -КСП-23 9000 1, 1 0, 005 -0, 05 15 99 за 1 год - нет К. 923 -КСП-23 30000 0, 8 0, 1 -0, 16 15 95 -98 за 1 год - нет 20000 1, 5 0, 01 -0, 2 15 91 -98 за 3 года -нет К. 928 -ДНС-33 НП-7 Скорость коррозии при ингибировании, мм/год К. 922 -ДНС-33 НП-6 Контрольн ая скорость коррозии, мм/год К. 1888 -ДНС-13 НП-1 Направление ингибиторной защиты Длина защищаемы х трубопрово дов, м К. 1942 -ДНС-13 № Нефт епром ысла 25000 1, 55 0, 01 -0, 15 20 87 -99 за 3 года- 1 К. 602 -ДНС-33 30000 1, 13 0, 004 -0, 13 15 88 -99 за 2 года - 3 К. 872 -ДНС-33 20000 0, 5 0, 008 -0, 25 15 94 -98 за 2 года - 1 К. 835 -ДНС-33 40000 1, 95 0, 01 -0, 3 15 85 -99 за 4 года -2 К. 935 -ДНС-33 20000 0, 86 0, 02 -0, 17 15 80 -98 за 4 года -1
Сравнение трех типов труб методом чистого приведённого эффекта (NPV)
Накопленные затраты Сравнение затрат на строительство и эксплуатацию 1 км стального и стеклопластикового трубопровода
Среда Тип т/п Нефть Напорн + вода ый н/п Обво дн. , % < 0, 5 Нефть Напорн + вода ый н/п 0, 5 -60 Нефть Напорн + вода ый н/п > 60 Нефть Нефтес +вода+ борный газ коллект Нефть Выкидн +вода+ ые газ линии > 60 < 60 > 60 VСМ, м/с Сталь обыч ная Сталь с повыш. корроз. стойк. Сталь с внутр. покр. + втулка Стек ло ГПТ VСМ > VКР + + - - - VСМ < VКР - +* - - - VСМ > VКР + + - - - VСМ < VКР - +** + + - > 0, 1 - +** + + - 0, 1 – 2, 0 - +*** + - + 2, 1 -6, 0 - - + + - VСМ > VКР + + - - - VСМ < VКР - +*** + - (+) 0, 1 – 2, 0 - +*** - - + 2, 1 -6, 0 - - + + - рекомендуется для перекачки непарафинистых нефтей; * - очистка; ** - очистка+ингибирование; *** - ингибирование; стальные т/п – с наружной заводской изоляцией
ПРОГНОЗ СРОКА ЭКСПЛУАТАЦИИ ТРУБОПРОВОДОВ СИСТЕМ НЕФТЕСБОРА
Скачать презентацию ОСЛОЖНЕНИЯ В ЭКСПЛУАТАЦИИ ТРУБОПРОВОДОВ КОРРОЗИЯ ТРУБОПРОВОДОВ 350
внутр. короз.ppt