Одной из важных технических задач, существенно влияющих на устойчивость и производственные показатели нефтедобывающих предприятий, включая Мамонтовское месторождение, является предотвращение коррозионного износа оборудования, задействованного в процессе сбора и подготовки нефти. Актуальность данного вопроса обусловлена высокой коррозионной активностью транспортируемых флюидов, а также возрастающими нагрузками на эксплуатационные системы.

Ключевые слова: Мамонтовское, коррозия, коррозионная агрессивность, скважина, трубопровод, защита.

Анализ эксплуатационного состояния системы трубопроводов, используемых для сбора продукции скважин, показал, что свыше 198 км их протяженности уже вышли за рамки нормативного срока службы. Из этого количества 155 км составляют нефтегазосборные трубопроводы, 21 км — напорные нефтепроводы и 41 км — участки внешнего транспорта нефти.

Регламентная диагностика технического состояния трубопроводной инфраструктуры осуществляется с периодичностью раз в четыре года. Все данные по отказам и результатам диагностических мероприятий систематически вносятся в рабочую документацию. Особое внимание уделяется обследованию наиболее критичных участков, в частности нефтегазосборных и напорных трубопроводов, которые играют важную роль в системе сбора продукции.

Основной причиной выхода трубопроводов из строя является коррозионное разрушение, возникающее не только вследствие агрессивности транспортируемой среды, но и из-за особенностей гидродинамики — в частности, расслоенного режима течения, при котором вода выделяется в свободную фазу и концентрируется у нижней стенки труб. Подобный режим усиливает накопление отложений (асфальтосмолопарафиновых веществ, солей, механических примесей и продуктов коррозии), что в перспективе может привести к превышению расчетного давления [1].

Для оценки эксплуатационных условий были проанализированы гидродинамические параметры работы кустов по состоянию на 1 января 2023 года. Установлено, что увеличение объема добываемой жидкости (на 1093 м³/сутки) связано с вводом в эксплуатацию восьми новых кустовых площадок. При равномерном распределении этот объем соответствует примерно 137 м³/сутки на один куст.

В условиях эксплуатации объектов на пластах ЮС _0–2 основным продуктом коррозионного взаимодействия при углекислотной коррозии (УКК) является карбонат железа (FeCO₃). Механизм повреждения включает последовательное образование защитной карбонатной пленки, которая со временем растрескивается и отслаивается. В местах разрушения защитного слоя вновь начинается коррозионное воздействие, приводящее к образованию новой пленки, повторяющейся цикл разрушения. Это способствует развитию язвенных очагов внутри уже существующих поражений, известному как мейза-коррозия. Такие локальные дефекты способны прогрессировать как в глубину, так и по поверхности, вызывая образование питтингов, ручейковой коррозии или слившихся зон поражения, охватывающих значительные участки металла. На внутренних поверхностях элементов обвязки скважин зафиксировано большое количество локализованных кавернозных повреждений [3].

Согласно эксплуатационной документации, трубопроводы нефтесборной системы преимущественно выполнены из углеродистых сталей марок 10 и 20 и не имеют внутреннего защитного покрытия. Общая протяженность промысловых трубопроводов составляет около 68 км.

По степени воздействия на оборудование нефтяные среды Мамонтовского месторождения, в зависимости от уровня обводненности и агрегатного состояния, классифицируются как слабо-, средне- или сильноагрессивные. Без применения ингибиторов коррозии допустимо транспортировать лишь эмульсии типа «вода в нефти» при обводненности менее 60 %, а также по тем участкам трубопроводов, где отсутствует расслоение и выпадение водной фазы.

Для оценки рисков образования водной фазы и изменения режима течения следует проводить гидравлические расчёты с учётом профиля трассы. Для этих целей может использоваться программное обеспечение «ЭКСТРА 5» или его функциональные аналоги. Оценка коррозионной активности транспортируемых сред в системе трубопроводов рекомендуется посредством установки контрольных узлов с образцами-свидетелями (гравиметрический метод) или с использованием электрохимических датчиков (метод изменения электрического сопротивления). Средства мониторинга следует монтировать на концах защищаемых участков, а также в зонах с расслоенным режимом и/или возможным выпадением водной фазы, обеспечивая круглогодичный доступ к точкам контроля [4].

Материалы и методы исследования.

Для обеспечения антикоррозионной защиты трубопроводной инфраструктуры на Мамонтовском месторождении применяется ряд ингибиторов коррозии, в том числе препараты Сонкор 9510, СНПХ 1004 и Кормастер 1035.

Согласно результатам опытно-промышленных испытаний, ингибитор Сонкор 9510 при дозировке 30 г/м³ обеспечивает эффективность защиты на уровне 93,4 %, что характеризуется как удовлетворительная степень защиты. Для сравнения, аналогичный показатель для ингибитора Азол 5010 составляет 76,9 %.

Важным условием эффективной работы системы ингибирования является правильное распределение точек ввода ингибитора по всей длине трубопроводной системы. Расстановка этих точек должна учитывать наличие критически уязвимых участков, требующих приоритетного внимания в рамках антикоррозионных мероприятий.

На рисунке 1 представлены возможные варианты размещения точек подачи ингибитора в систему промысловых трубопроводов.

Рис. 1. Возможные точки ввода ингибитора в промысловые трубопроводные системы

Анализ схемы показывает, что предусмотрено 10 вариантов размещения, каждый из которых при использовании оптимального комплекса технологических решений способен обеспечить эффективную защиту всех компонентов нефтегазодобывающей инфраструктуры.

К числу пассивных методов антикоррозионной защиты трубопроводов относят применение изоляционных покрытий, повышающих переходное сопротивление в системе «труба–грунт», а также секционирование посредством установки изолирующих фланцевых соединений [2].

Для повышения надежности трубопроводов, задействованных в системе сбора и подготовки скважинной продукции на Мамонтовском месторождении, рекомендуется внедрение современных защитных покрытий. Их действие основано на принципе локальной защиты: в условиях, когда влажность и удельное сопротивление грунта изменяются вдоль трубопровода, покрытия обеспечивают максимальную защиту в наиболее уязвимых зонах. Как правило, это нижняя часть трубопровода, где наблюдаются минимальные значения сопротивления грунта, высокая влажность, интенсивная аэрация и повышенные температуры, что способствует ускоренному развитию коррозионных процессов. Использование эффективных покрытий в таких условиях значительно снижает риск разрушения металла и увеличивает срок службы трубопроводной системы.

Результаты исследования и их обсуждение.

К числу основных недостатков ленточных покрытий можно отнести ограниченный температурный диапазон их применения — от -10 до +40 °C, а также недостаточную устойчивость к механическим воздействиям, включая низкую ударную прочность и слабую стойкость к продавливанию.

Практика показала, что, несмотря на высокий уровень механизации изоляционных работ в условиях прокладки трасс, применение ленточных покрытий не обеспечивает должного качества нанесения защитного слоя. Основными причинами этого являются метеозависимость процесса, отсутствие поэтапного технологического контроля, а также ограниченные защитные и механические свойства битумных и ленточных материалов [5].

В 2022 году специалистами компании ООО «БТ–СВАП» было разработано инновационное покрытие ЗУБ–Композит (рисунок 2), предназначенное для повышения уровня защиты труб и фасонных элементов от разнонаправленных механических нагрузок и агрессивных факторов внешней среды.

Рис. 2. Инновационное покрытие ЗУБ–Композит

На сегодняшний день данное покрытие прошло апробацию в ряде проектов ПАО «Газпром» и продемонстрировало свою эффективность в реальных условиях. Так, при реализации проектов в сложных геологических условиях с использованием технологий ГНБ/ННБ, Direct Pipe и бурошнекового бурения, «ЗУБ-Композит» показал высокую устойчивость к нагрузкам. Примером успешного применения служит проект АО «Белтрубопроводстрой» по строительству подводного перехода длиной 950 м в рамках проекта «Южный поток», где использовались трубы диаметром DN 1400 мм с защитным покрытием «ЗУБ-Композит».

Определение срока службы изоляции ведется по формуле

, (1)

Долговечность изоляционных покрытий, применяемых на нефтепроводах, во многом определяется строгими требованиями к их качественным характеристикам. Теоретически, расчетный коэффициент деградации изоляции может приниматься равным a = 0,105 1/год, что отражает оптимальные условия эксплуатации. Однако, как показали результаты практических наблюдений и исследований, более реалистичным и приближенным к реальным условиям эксплуатации значением является коэффициент a = 0,125 1/год.

Проведённые расчёты показали, что увеличение начального значения переходного сопротивления изоляционного покрытия (Rп·н) положительно сказывается на сроке его эксплуатации, подтверждая высокую степень долговечности материала. В частности, использование защитного покрытия «ЗУБ–Композит» демонстрирует не только улучшенные технические характеристики, но и значительную экономическую эффективность. Согласно расчетным данным, общие затраты на материалы и выполнение изоляционных работ при применении данного покрытия снижаются в 4–6 раз по сравнению с традиционными полимерно-битумными материалами (рисунок 3).

Рис. 3. Стоимость работ и материалов по защите нефтепровода

Экономическая эффективность использования защитного покрытия «ЗУБ–Композит» во многом обусловлена тем, что его применение исключает необходимость выполнения восстановительных работ по ремонту антикоррозионного слоя, повреждающегося в процессе транспортировки, перевалки, складирования и хранения труб [6]. Дополнительно отмечается сокращение объёмов вспомогательных операций и снижение материальных затрат, связанных с футеровкой трубопровода. Уменьшается также продолжительность работ по балластировке, что способствует ускорению строительных процессов и повышению общего качества выполнения мероприятий по защите трубопроводной системы от механических и коррозионных повреждений.

Выводы

Основной мерой защиты от коррозионного разрушения в системе сбора и подготовки скважинной продукции на Мамонтовском месторождении остаётся химическая защита, реализуемая путём использования ингибиторов коррозии. В частности, применяются препараты типа ДИН–2Д, обеспечивающие защиту нефтепромыслового оборудования от воздействия агрессивных сред.

Для повышения эксплуатационной надёжности трубопроводов и усиления антикоррозионной защиты дополнительно рекомендуется внедрение современных защитных покрытий. Расчёты остаточного ресурса показали, что наибольшей долговечностью обладает покрытие «ЗУБ–Композит», срок службы которого составляет до 47 лет.

Литература:

1. Абдрахманова К. Н. Проблемы защиты от коррозии при эксплуатации трубопроводных систем и оборудования нефтегазовой отрасли / К. Н. Абдрахманова, И. А. Дягилев, Н. Х. Абдрахманов, Р. А. Шайбаков // Безопасность техногенных и природных систем. — 2020. — № 3. — С. 39–46.
2. Бикмасов Р. Г., Резанов К. С. Нефтепроводы из композитных труб как решение проблемы коррозионного разрушения // Наука и образование сегодня. — 2021. — № 2 (61). — С. 34–36.
3. Дремичева Е. С., Зверева Э. Р. Изучение коррозионных процессов нефтяного оборудования // Известия высших учебных заведений. Проблемы энергетики. — 2018. — Т. 20, № 1–2. — С. 138–143.
4. Каландаров Н. О. Защита от коррозии оборудования первичной подготовки нефти // Молодой ученый. — 2016. — № 9. — С. 173–175.
5. Малыхина Л. В., Мутин И. И., Сахабутдинов К. Г. Опыт применения стеклопластиковых труб в ОАО «Татнефть» // Нефтяное хозяйство, № 4, 2009 г., С.99
6. Юдаш С. Г. Анализ причин отказов трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие нефтегазовые среды / С. Г. Юдаш, В. А. Бишель, Р. Ф. Мамбетов, В. М. Кушнаренко, Р. Н. Узяков, Е. В. Ганин // Интеллект. Инновации. Инвестиции. — 2017. — № 2. — С. 70–77.