Повышение безопасности эксплуатации футерованных нефтепроводов, подверженных локальной коррозии на участках после электроизолирующих фланцев

• Автор: Абдуллин, Руслан Мухтарович
• Шифр специальности: 05.26.03
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2011
• Место защиты: Уфа
• Количество страниц: 127 с. : ил.

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ.

1 АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ.

1.1 Факторы, влияющие на безопасность эксплуатации объектов нефтедобычи в промысловых средах.

1.2 Особенности эксплуатации систем сбора и подготовки продукции скважин

1.3 Методы повышения безопасности эксплуатации нефтепромыслового оборудования

1.4 Турбулизация потока.

1.5 Конструкция футерованных трубопроводов

1.6 Факторы, влияющие на разрушение футерованных трубопроводов

1.7 Статическое электричество в трубопроводах.

1.8 Методы и средства защиты от статического электричества

1.9 Применение ЭИФ и их конструкции.
1. Постановка задач исследований
2 МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЙ.
2.1 Определение скорости коррозии стали с помощью прибора Моникор1М
2.2 Методика исследования распределения потенциала по поверхности трубопровода
2.3 Проведение экспериментов с ЭИФ
2.4 Определение промысловых сред.
2.5 Проведение экспериментов по определению скорости коррозии.
2.6 Определение величины токов внутри трубопроводов.
3 ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЦЕССА ЛОКАЛИЗАЦИИ КОРРОЗИИ В ФУТЕРОВАННЫХ ТРУБОПРОВОДАХ.
3.1 Описание процессов коррозии в условиях эксперимента.
3.2 Результаты исследования электростатических зарядов на поверхности трубопроводов
3.3 Выбор параметров ЭИФ для антикоррозионной защиты трубопроводов
3.4 Исследование скорости коррозии стали в промысловых средах
3.4.1 Нейтральные и кислые среды
3.4.2 Результаты исследования ресурса алюминиевого протектора в стыках футерованных трубопроводов.
3.5 Влияние катодной защиты на металл трубопровода после ЭИФ
3.5.1 Проведение элекрохимичсских измерений.
3.5.2 Влияние блуждающих токов на скорость коррозии.
4 РАСЧЕТ, ИЗГОТОВЛЕНИЕ И АПРОБАЦИЯ ЭИФ, ОБОРУДОВАННЫХ ДРЕНАЖЕМ
4.1 Основные требования к заземляющим устройствам.
4.1.1 Заземляющие устройства
4.1.2 Заземлители.
4.1.3 Заземляющие проводники
4.2 Расчет ЭИФД.
5 РЕЗУЛЬТАТЫ ВНЕДРЕНИЯ ЭИФД НА НЕФТЕГАЗОВЫХ ОБЪЕКТАХ
5.1 Расчет параметров катодной защиты трубопровода.
5.2 Схема монтажа и результаты испытаний ЭИФД
ВЫВОДЫ.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ


В последнее время на нефтяных месторождениях наиболее распространенными методами противокоррозионной защиты трубопроводов являются футерование внутренней поверхности трубопроводов полиэтиленовым вкладышем и ингибирование промысловых сред, которые, однако, не обеспечивают полного предотвращения их аварийности. Так, на эксплуатируемом продолжительное время Ромашкинском месторождении, для которого характерны низкие скорости потока водонефтяной эмульсии и расслоенный режим ее течения, наблюдается учащение порывов незащищенных трубопроводов после ЭИФ. Известно, что аварийность на нефтесборных трубопроводах (таблица 1) значительно (на несколько порядков) превышает таковую на водоводах. В то же время аварийность на водоводах нефтяных месторождений Западной Сибири на % ниже, чем на нефтесборных трубопроводах в связи с меньшей обводненностью добываемой продукции и невысокой коррозионной активностью водной фазы. Проблема безопасности заключается в том, что вход в задвижки, резервуары и др. ЭИФ, предназначенные для предотвращения поляризации током катодной защиты незащищенной трубы, однако в реальных условиях через них все равно перетекают заряды только уже по внутреннему потоку электролита пластовой воды. При этом изменяется потенциал внутренней поверхности трубы и начинается ее интенсивное электрохимическое растворение. На рисунке 1 приведена фотография1 типичного разрушения внутренней поверхности трубы после ЭИФ. Па рисунке 2 приведена фотография сквозного разрушения трубопровода после ЭИФ. Однако при постепенном падении добычи нефти уменьшается скорость течения эмульсии, а использование системы ППД приводит к обводнению нефти более чем на %, что способствует расслоению эмульсий и препятствует созданию эмульсий закрытого типа. Удельная аварийность трубопроводов по месторождению, шт. Присутствие в пластовой воде углекислого газа и сероводорода, а также регулярные кислотные обработки скважин приводят к снижению pH воды до 3-4, в результате чего начинается интенсивная внутренняя коррозия труб с катодным контролем. При этом деполяризаторами служат ионы гидроксония, и их диффузия лимитирует весь коррозионный процесс. Следовательно, изменение электродного потенциала на внутренней поверхности трубы после ЭИФ вызывает интенсивное локальное коррозионое разрушение и повышает опасность эксплуатации трубопроводов. Кирхгоффа ток может перетекать по электролиту и изменять потенциал внутренней поверхности трубы после ЭИФ. Кроме того, в науке о пожарной и промышленной безопасности известен факт генерирования статического электричества при движении в диэлектрической трубе неэлектропроводной жидкости и разработаны комплексы мер по снижению риска возникновения пожаров, взрывов и других опасных воздействий. В футерованном трубопроводе при течении эмульсии возможно также накопление статичесткого-электричества, однако наряду с пожаропас-ностыо статическое электричество может приводить к изменению состава перекачиваемой среды (её коррозионных характеристик) и потнциала внутренней поверхности металлических вставок (протекторно защищённых стыков и трубы после ЭИФ). Проблемы безопасной эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, методы повышения нефтеотдачи и предотвращения осложнений при добыче нефти подробно исследованы и изучены в работах И. Т. Мищенко [1, 2], А. Х. Мирзаджанзаде [3-5], A. A. Гоника [6; 7], М. А. Токарева [8-], М. М. Кабирова [-], Ю. В. Антипина [-], K. P. Низамова [7, ], Ю. В. Зейгмана [, ], И. Л. Мархасина [] и других исследователей. При решении этих проблем исследователи в, той или иной мере воздействуют на состав и свойства пластовых жидкостей. Под пластовыми жидкостями в данной работе понимается продукция нефтяных скважин, включающая нефть, воду, и продукция, транспортирующаяся в системе ППД (минерализованная вода, содержащая различные химические реагенты, например, ПАВ, ингибиторы коррозии, ингибиторы солеотложения и т. При добыче нефти из продуктивного пласта на поверхность извлекается газожидкостная смесь, состоящая из нефти, газа и воды. К коррозионноактивным агентам относятся сероводород, кислород, диоксид углерода, пиз-комолскулярные компоненты нефти [, ].