Нередко на промыслах случаются аварии в трубопроводных системах. В связи с этим предприятия несут убытки, загрязняется окружающая среда. Эти проблемы возникают из-за некачественной сварки, брака трубы. Но одной из самых серьезных проблем все же является коррозия металла.
В табл. 1 приведена статистика причин аварийных ситуаций в трубопроводных системах на объектах нефтегазодобывающей промышленности на основании годового отчета Ростехнадзора за 2017-2018гг [1].
Таблица 1
Динамика аварийности трубопроводных систем
№ |
Причины |
Годы |
||
2016 |
2017 |
2018 |
||
1 |
Конструктивные недостатки |
- |
1 |
2 |
2 |
Брак строительства/ изготовления |
4 |
- |
- |
3 |
Коррозия металла трубы (КРН) |
6 |
4 |
8 |
4 |
Ошибочные действия персонала при эксплуатации |
- |
- |
1 |
5 |
Износ оборудования |
- |
- |
- |
6 |
Воздействие стихийных явлений природного происхождения |
- |
- |
1 |
7 |
Механическое воздействие |
1 |
- |
- |
8 |
Несанкционированные врезки |
- |
- |
- |
9 |
Нарушение порядка проведения опасных работ |
- |
1 |
- |
|
Итого: |
11 |
6 |
12 |
Из вышеприведенных данных технических исследований можно сделать вывод о том, что наибольшее количество аварий произошло из-за коррозии металла трубы (62%).
Коррозионные процессы различаются по механизму протекания. Наружную коррозию в основном делят на почвенную коррозию (происходит в условиях заложения металла в почву), атмосферную коррозию (происходит в условиях влажности), микробиологическую коррозию (ее провоцируют или усиливают микроорганизмы, которые содержатся в грунте) и электрокоррозию (ее вызывают почвенные постоянные или переменные блуждающие токи от внешнего источника). Внутренняя коррозия сооружений нефтегазового комплекса обычно подразделяется на электрохимическую коррозию в водных растворах (появляется при соприкосновении металла с подтоварными пресными водами и водными растворами), химическую коррозию (ее вызывает прямое взаимодействие металла с окислителем), микробиологическую коррозию (ее вызывают микроорганизмы, содержащиеся в транспортируемом продукте) и коррозионное растрескивание под напряжением (происходит в связи с наводораживанием, коррозионным и механическим разрушением объекта)[2].
Чаще всего на объектах нефтегазового комплекса встречается электрохимическая коррозия (внутренняя). Основная агрессивная среда в этом процессе — подтоварные воды (сточные и пластовые), именно они способствуют интенсивному развитию электрохимической коррозии оборудования[3].
Чтобы надежно и безопасно использовать промысловые трубопроводные системы, нужно решить две основные проблемы. Первая — снизить или предотвратить коррозию нефтепромыслового оборудования и трубопроводов разного назначения. Вторая — повысить эффективность организационно-технических мероприятий, в которую входит диагностика, мониторинг, ремонт и другие действия[4].
Снизить и даже предотвратить процессы коррозии оборудования можно двумя способами. Первый — применение технологических методов, которые сохранят первоначально низкую агрессивность добываемой продукции, или создать наиболее благоприятные условия эксплуатации оборудования и самих трубопроводов. Второй — использование специальных средств защиты, в числе которых ингибиторы коррозии, защитные покрытия (например, силикатно-эмалевое), неметаллические материалы и коррозионно-стойкие металлы для труб, а также электрохимическая защита.
По типу металла трубопроводы делятся на стальные, чугунные, полиэтиленовые, металлопластиковые, стеклопластиковые, полимерметаллические, железобетонные, алюминиевые и комбинированные. Далее мы рассмотрим основные характеристики лишь некоторых из них[5].
Алюминиевые трубы — трубы из алюминия или его сплавов обладают большей стойкостью, чем стальные, в углеводородных средах, в условиях почвенной коррозии и низких температур. Они легкие и имеют высокие механические и технологические свойства. А за счет гладкости стенок труб повышается производительность трубопроводов, так как при перекачке продуктов уменьшается трение о стенки труб, и не откладывается парафин и другие примеси на стенках. Идеально подходят для прокладки в труднодоступных горных условиях, в болотистой местности и прибрежной полосе моря. Широко используется установка или наплавление на внутренней поверхности концов труб протектора, например, из алюминиевого сплава с содержанием цинка.
Многослойные трубы изготавливают в двух вариантах. Первый — изготовление двухслойных спиральношовных труб на станах, аналогичных ранее описанным. Сначала изготавливают один слой, на который потом наматывают второй. Второй вариант производства подразумевает изготовления трубы с любым количеством слоев: каждая труба состоит из пяти многослойных и двух монолитных оболочек по концам. Такие трубы имеют основной слой из конструкционной углеродистой или низкоуглеродистой стали и плакирующий слой, который контактируя с агрессивной средой, обеспечивает необходимую коррозионную стойкость трубопровода.
Коррозионностойкие гибкие трубы или гибкие полимерно–металлические трубы (ГПМТ) изготавливаются из нескольких слоев и обеспечивают гибкость, прочность и коррозионную стойкость. Конструкция ГПМТ состоит из слоев высокопрочной стали, которые чередуются с полимерными оболочками. Они устойчивы к перепадам температур и давлений, динамике потока транспортируемой жидкости, подвижкам грунтов, транспортным и монтажным нагрузкам и даже к механическим повреждениям. Гибкая и большая строительная длина труб позволяет снизить затраты времени и труда, изменить монтаж трубопроводов, сведя его к простому выматыванию гибкой трубы с барабана[6].
Повышение надёжности системы противокоррозионной защиты трубопроводов – актуальная проблема нефтяных компаний во всем мире. Одним из мощных предприятий, которое можно привести в качестве примера является ПАО «Сургутнефтегаз».
Для нефтегазопроводов предусмотрены трубы с заводским наружным двухслойным полимерным покрытием усиленного типа из экструдированного полиэтилена и внутренним антикоррозионным покрытием по ТУ 1390-001-59779622-2015 на основе эпоксидного материала.
Трубы с антикоррозионным покрытием от 57 до 1420 мм с наружным двухслойным полиэтиленовым покрытием предназначены для строительства магистральных и промысловых трубопроводов и отводов от них. На 54 процентах всех труб ПАО «Сургутнефтегаз» нанесено полимерное покрытие собственного производства.
Двухслойное полиэтиленовое покрытие состоит из адгезионного подслоя на основе термоплавкой полимерной композиции и наружного полиэтиленового слоя. полиэтиленовое покрытие труб предотвращает разрушение металла за счет образования на поверхности плотного влагонепроницаемого слоя. Его свойства и методы нанесения зависят от вида изоляции. Формирование защитного слоя на поверхности труб осуществляется с применением экструдированного полиэтилена низкой и средней плотности, и производится в заводских условиях.
В зависимости от условий эксплуатации применяются различные конструкции изоляции.
Усиленный тип (У). Толщина покрытия – от 2,0 мм.
Весьма усиленный тип (ВУ). Толщина покрытия – от 2,5 мм. Весьма усиленный тип изоляции труб состоит из двух или трех слоев, которые способствуют тому, что труба не подвергается ржавчине и механическим повреждениям, такие трубы часто используют в условиях агрессивных сред.
Данные мероприятия, направленные на борьбу с внутренней коррозией, позволяют увеличить срок службы трубопроводов.
Список литературы
- http://www.gosnadzor.ru/public/annual_reports/
- http://transenergostroy.ru/blog/osnovnye_zakonomernosti_protekaniya_atmosfernoy_korrozii.html
- http://transenergostroy.ru/blog/klassifikaciya_processov_vnutrenney_i_naruzhnoy_korrozii_na_magistral_nyh_i_promyslovyh_truboprovoda.html
- Якубовская, С. В. Основы расчета надежности промысловых трубопроводов : учебное пособие / С. В. Якубовская, Н. Ю. Сильницкая, Е.Ю.Иванова. - Тюмень : ТюмГНГУ, 2015. - 82 с.
- Чухарева, Н. В. Транспорт скважинной продукции : учебное пособие / Н. В. Чухарева, А. В. Рудаченко, А.Ф.Бархатов, Д.В.Федин. - Томск: ТГУ, 2011. - 354 с.
- https://neftegaz.ru/science/development/331535-gibkie-polimerno-metallicheskie-truby-gpmt-innovatsionnye-resheniya-ot-ooo-remmash-servis/