Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
ДОБЫЧА
Мина замедленного действия
Проблему борьбы с коррозией на промысловых трубопроводах нужно решать сообща
Александр БЕЗЗУБОВ,
Николай ХОХЛОВ,
Владимир ОРЛОВ
Острейшей, растущей, как снежный ком, проблемой нефтегазодобывающей отрасли стали аварии промысловых трубопроводов. По данным Госгортехнадзора России, ежегодно регистрируется около 50 тыс. нарушений герметичности и разрывов труб, и их количество растет с каждым годом. Одна из основных причин аварий - коррозия.
Ежегодно в России и других странах СНГ строятся и вводятся в эксплуатацию тысячи километров промысловых трубопроводов различных диаметров и различного назначения, а их общая протяженность исчисляется сотнями тысяч километров. Многие нефтегазодобывающие предприятия имеют на своем балансе тысячи трубопроводов, которые прослужили 12 и более лет. Кроме того, существующая схема эксплуатации большинства месторождений (увеличение объемов закачки в системе повышения пластового давления) способствует значительному повышению агрессивности среды, в которой "работают" трубы при добыче и транспортировке сырья. По данным ОАО "ВНИИТнефть", за предшествующие пять лет из-за резкого увеличения обводненности добываемой нефти скорость коррозии трубопроводов возросла с 0,04 до 1,2 г/м2/час. В настоящее время средний срок службы стальных незащищенных труб составляет три года вместо 10, водоводов для подтоварной воды - два года, а в сероводородосодержащих средах срок службы труб без покрытия меньше еще в три-четыре раза.
Сейчас нефтяники считают свои трубопроводы чем-то вроде мин замедленного действия, которые могут "взорваться" в любой момент. Что делает предприятие, допустившее разлив нефти? Во-первых, тратит средства, и порой очень большие, на ремонт трубопровода и ликвидацию последствий аварии, а во-вторых, платит штрафы, причем тоже немалые, за нарушение экологии.
Для примера. Общая протяженность промысловых трубопроводов ОАО "ЛУКОЙЛ" составляет более 30 тыс. км, большая часть из них приходится на нефтепроводы, их дополняют водоводы и газопроводы. Почти все трубопроводы работают в контакте с весьма агрессивными средами. В 1995 г. на них произошло более
3 тыс. аварий. Только штрафные санкции от нанесенного ущерба составили более 20 млрд неденоминированных рублей. Основными причинами отказов явились внутренняя и наружная коррозия, строительные дефекты. Из общего числа аварий, происшедших из-за внутренней коррозии, основная часть приходилась на системы нефтесбора и повышения пластового давления (ППД). Ежегодные прямые потери от порывов трубопроводов по компании составили десятки миллионов рублей.
Что делать? Выход один - не допускать порывов трубопроводов. А добиться повышения надежности и снижения аварийности промысловых систем можно только за счет применения комплексных мер, включающих в себя: использование труб с антикоррозионным покрытием; повышение качества строительства и ремонта трубопроводов; организацию диагностического контроля и др.
Так, применение внутритрубной диагностики позволяет обнаружить дефекты различного происхождения, определять их характер и размеры, а, следовательно, появляется возможность классифицировать их по степени опасности и устанавливать очередность ремонта. При этом значительно сокращаются общие объемы работ, так как ремонт производится выборочно. Внутритрубная диагностика позволяет резко сократить и аварийные ситуации. По данным АК "Транснефть", в результате применения этой технологии (с использованием магнитных, ультразвуковых коррозионных и профильных снарядов "Ультраскан" фирмы "Пайптроникс"), за период с 1993 г. по 1997 г. количество аварий снизилось с 0,25 до 0,06 на 1000 км. По результатам внутритрубной диагностики рассчитывается вероятность риска и прогнозируется остаточный ресурс трубопровода.
К сожалению, такая диагностика не нашла применения в системе нефтесбора и ППД в силу ряда причин (небольшая длина участков, малый диаметр труб, большое количество отводов, поворотов, наличие запорной арматуры и т.д.), а также из-за высокого уровня затрат на создание эффективных систем. В связи с этим нефтегазадобывающие предприятия используют в своей практике традиционные методы контроля: ультразвуковую дефектоскопию, акустическую эмиссию и т.д.
Но все же основной составляющей решения данной задачи является применение труб с антикоррозионным покрытием. До настоящего времени изоляцию промысловых трубопроводов, как правило, проводили в трассовых условиях с применением битумных мастик или липких полимерных лент. Однако накопленный опыт показывает, что, несмотря на достаточно высокую степень механизации изоляционных работ, данный способ не обеспечивает качественного нанесения на трубы защитных покрытий. Это обусловлено негативным влиянием погодных условий, отсутствием средств и методов послеоперационного технологического контроля, недостаточно высокими механическими свойствами битумных мастик и тонкопленочных полимерных лент.
Одно из основных направлений в развитии и повышении эффективности противокоррозионной защиты трубопроводов - разработка и внедрение различных технологий заводской изоляции труб как с наружным, так и с внутренним покрытием. Использование данных технологий позволяет ускорить темпы прокладки трубопроводов, уменьшить трудозатраты, повысить надежность и долговечность их противокоррозионной защиты.
При изоляции труб в стационарных условиях осуществляется постоянный контроль за качеством исходных изоляционных материалов и защитных покрытий в целом, проводится последовательный пооперационный технологический контроль на всех стадиях предварительной обработки и изоляции труб. Применение заводской технологии открывает большие возможности для широкого внедрения высокоэффективных изоляционных материалов и конструкций защитных покрытий, которые не могут быть реализованы при осуществлении подобных работ в трассовых условиях.
В зависимости от условий эксплуатации трубопровода нефтяникам требуются трубы с различными типами покрытия (наружное, внутреннее, двухстороннее) и из различных материалов (полиэтилен, эпоксидные основы, стеклоэмаль и др.). Но до настоящего времени заводами практически не освоен массовый выпуск труб с антикоррозионным покрытием. Только отдельные изготовители имеют участки для нанесения покрытия на трубы (но, как правило, ограниченной мощности) или же выпускают трубы лишь с одним определенным видом покрытия.
Так, Волжский трубный завод производит трубы только с наружным эпоксидным покрытием, Альметьевский трубный завод имеет ограниченные мощности и выпускает трубы с внутренним эпоксидным и наружным полиэтиленовым покрытием, АО "Пензазаводпром" использует эмалевое покрытие и т.д.
При сложившейся ситуации нефтегазодобывающие предприятия вынуждены организовывать собственные производства по антикоррозионному покрытию труб. Уже созданы и работают участки в АО "Нижневартовскнефтегаз" (оборудование и технологии французской фирмы "СИФ-ИЗОПАЙП"), на ТПП "Лангепаснефтегаз" (поставщик - голландская фирма "Селмерс") и др. Более десяти участков по выпуску труб с полиэтиленовым покрытием (наружным и внутренним) работают в Татарcтане, причем технология основана на применении оборудования и материалов отечественного производства. Трубы с эмалевым покрытием и футерованные полиэтиленом выпускают ОАО "ЛУКОЙЛ-Пермнефть" (г. Краснокамск), АО "Татнефть" и др. Совместное производство стеклопластиковых труб освоено в ОАО "ЛУКОЙЛ-Пермнефть" и АО "Композитнефть" (г. Чернушка).
В настоящий момент целый ряд фирм, как отечественных, так и зарубежных, предлагают нефтяным компаниям свои услуги по строительству "под ключ" линий по различным вариантам антикоррозионного покрытия нефтепромысловых труб. Данные по некоторым из них приведены в таблице.
|
Сравнительные показатели некоторых фирм-изготовителей линий по антикоррозионному покрытию нефтепромысловых труб |
|||
|
Фирма |
Вид покрытия |
Материалы |
Ориентировочная стоимость, тыс. долларов |
|
ОАО "ВНИИТнефть", г. Самара |
Внутреннее (однослойное) толщ.- 250 мкм Наружное (двухслойное) толщ. - 2,5 мм |
Полиуретан с цинковой пудрой Севилен (адгезив) + полиэтилен (экструдивный) |
Оборудование - 1456 НИОКР - 88 Шеф-монтаж, пуско- наладка - 228 В с е г о - 1772 |
|
ООО "Вестинтерком" г. Самара |
Внутреннее (однослойное) толщ.- 4,5мм Наружное (двухслойное) толщ. - 1,5 мм (двухслойное) толщ. - 2,2 мм (двухслойное) толщ. - 2,0 мм (однослойное) толщ.- 1,5мм |
Полиэтилен (чулок) Праймер + полимерная липкая лента + полимерная обертка Праймер + полимерная липкая лента + полиэтилен (экструдивный) Полимерный подслой (адгезив) + полиэтилен (экструдивный) Термоусаживающаяся полимерная лента |
Оборудование - 2087 Шеф-монтаж, пуско- наладка - 312 В с е г о - 2399 |
|
ТОО "Трубопласт", г. Екатеринбург |
Внутреннее (однослойное) толщ.- 400мкм Наружное (двухслойное) толщ. - 2 мм |
Эпоксидные порошковые или жидкие двухкомпонентные (без растворителя) краски Полимерный подслой (адгезив) + полиэтилен (экструдивный) |
Стоимость проекта (оборудование, шеф-монтаж, пусконаладка, выпуск опытной партии, обучение персонала) - 7000 |
|
ЗАО "АНКОРТ", г. Москва |
Внутреннее (однослойное) толщ.- 400мкм Наружное (двухслойное) толщ. - 2,2 мм |
Эпоксидные жидкие двухкомпонентные (без растворителя) краски Адгезионный праймер + полимерная липкая лента + полиэтилен (экструдивный) |
Оборудование (без НДС ) - 2587 Шеф-монтаж, пуско- наладка, обучение персонала - 388 В с е г о - 2975 |
|
АО "УралНИТИ", г. Челябинск |
Внутреннее (однослойное) толщ.- 300мкм толщ.- 120мкм толщ.- 400мкм Наружное (трехслойное) толщ. - 2,5 мм |
Эпоксидное (порошковая краска) Цинкоэтилсиликатное (ЦВЭС) Стеклоэмалевое (порошковая стеклоэмаль) Эпоксидное (порошковая краска) + эпоксидная смесевая композиция (порошок) + полиэтилен (экструдер) |
Оборудование - 250 НИОКР - 158 Шеф-монтаж, пусконаладка - 100 В с е г о - 508 |
|
АО "Татнефть", г. Альметьевск |
Внутреннее (однослойное) толщ.- 5 мм Наружное (двухслойное) толщ. - 2 мм |
Полиэтилен (чулок) Адгезив + полиэтилен (экструдивный) |
Оборудование - 6100 Разработка РКД и проекта - 105 Шеф-монтаж, пусконаладка, обучение персонала 140 В с е г о - 6345 |
|
"БРЕДЕРО ПРАЙС", США |
Внутреннее (двухслойное) толщ.- 250 мкм Наружное (трехслойное) толщ. - 2,5 мм |
Грунтовка + эпоксидный порошок Эпоксидное покрытие (порошок) + адгезив (сополимер) + полиэтилен (экструдер) |
Оборудование - 7085 Проект - 286 Зап. Части - 757 Монтаж и пуск - 540 Обучение персонала- 247 В с е г о - 8918 |
|
GARNEAU, Канада |
Внутреннее (двухслойное) толщ.- 120 мкм Наружное (двухслойное) толщ. - 1,2 мм |
Адгезив (грунтовка) + эпоксидное покрытие Праймер + полиэтилен (экструзив) |
Стоимость проекта в целом - 6057 |
|
RussaLink, США |
Внутреннее (однослойное) толщ.- 150 мкм Наружное (двухслойное) толщ. - 1,0 мм |
Праймер (фенольный) + эпоксидный порошок Эпоксидное (приплавленное) покрытие + эпоксидный порошок |
Стоимость проекта в целом - 9085 |
Как видно из таблицы, фирмы предлагают линии по антикоррозионному покрытию труб, которые обеспечивают нанесение практически всех типов изоляции. Цена организации производства колеблется в достаточно широких пределах. Так что есть возможность выбора. Но тут каждая нефтегазодобывающая компания действует на свой страх и риск. Все фирмы, поставляющие данное оборудование, гарантируют, что изолированные трубы прослужат, как минимум, 15-20 лет. Но на практике зачастую получается иная картина. Как показали обследования некоторых трубопроводов, собранных из труб, изолированных на зарубежных технологических линиях, целостность покрытия нарушается за довольно короткие периоды эксплуатации. Почему это происходит?
Во-первых, линии рассчитаны на применение импортных труб, качество металла и геометрические характеристики которых значительно выше, чем у отечественных.
Во-вторых, пока не полностью решен вопрос защиты внутренней поверхности сварного шва, а потому в местах стыков труба корродирует особенно активно, что сводит к минимуму общий эффект от нанесения изоляции.
Существует целый ряд методов по защите сварного соединения. Сюда входят: протекторная защита внутренних концов труб; наплавление на концы труб материалов, которые в процессе сварки расплавляются и перекрывают внутреннюю поверхность шва; запрессовка втулок в концы труб с применением клеящих составов для защиты околошовной зоны покрытия; применение "кротов" различного типа для зачистки стыка и нанесения покрытия после процесса сварки и др. Но ни одна из применяемых технологий (кроме "крота") не дает достаточной гарантии получения сплошного покрытия и обеспечения надежности защиты зоны сварного шва. Применение "кротов" при сборке трубопроводов в полевых условиях очень дорого и оправдывает себя лишь на строительстве магистральных трубопроводов.
В-третьих, в единичных производствах малой мощности (150-200 км в год), которые уже работают на нефтегазодобывающих предприятиях, сложно обеспечить достаточный уровень культуры производства и четкое выполнение и контроль всех операций, предусмотренных технологией. Зачастую именно это и является причиной низкого качества покрытия. Кроме того, себестоимость нанесения покрытия при малых мощностях получается значительно выше, чем при массовом централизованном производстве.
И последнее - в России отсутствует единая нормативная база, которая бы четко определяла требования к качеству и технологиям всех типов покрытий. Сейчас каждое предприятие разрабатывает собственные технические условия на выпуск изолированных труб, ориентируясь на требования отдельного заказчика и на определенный (освоенный производством) тип покрытия. Нет также единой методики определения и выбора типа покрытия в зависимости от транспортируемой среды и условий эксплуатации трубопровода.
Какой же выход из положения? На наш взгляд, вопрос повышения надежности и долговечности промысловых трубопроводов можно решить только комплексными мерами, охватывающими:
разработку и принятие единого стандарта, определяющего требования к качеству всех типов покрытий;
создание массовых централизованных производств по покрытию труб при заводах-изготовителях этой продукции под различные виды изоляции по требованию заказчика;
разработку и создание методов надежной и качественной защиты сварного шва как в заводских, так и в полевых условиях с учетом возможности ремонта и замены отдельных участков трубопровода;
организацию планового диагностического контроля за состоянием трубопроводов.
В решении указанной проблемы заинтересованы как нефтяники и газовики, которые являются основными потребителями труб, так и трубные заводы. Первые избавляются от забот типа "где взять или как сделать?" и полу чают изолированную трубу с гарантированными надежностью и качеством, а вторые - увеличение объемов выпуска, дополнительные рабочие места и устойчивый рынок сбыта. Понятно, что решить столь сложную задачу отдельному предприятию не под силу, будь то даже крупная нефтяная компания или завод-изготовитель. Задача общая? Интерес общий? Так и решать проблему нужно сообща. А роль координатора при этом может и должен взять на себя Совет потребителей нефтегазапромыслового оборудования, созданный при Минтопэнерго РФ.