Физикохимия поверхности и защита материалов, 2021, T. 57, № 1, стр. 106-112

ВВЕДЕНИЕ

Добыча, сбор, подготовка и транспортировка углеводородов основаны на движения мультифазных систем нефти, пластовой воды, нефте-газовых смесей и механических частиц, которые охватывают процессы, включающие подъем продукции скважин на поверхность земли, направлению ее на пункты сепарации, разделение их на фазы и внутри промысловую транспортировку [1]. К проблемам добычи полезных ископаемых, связанных с мультифазностью продукции можно отнести: движение рабочей среды (продукта), пульсацию давления и других осложнений в сети сбора нефти, а также учет добываемого продукта, коррозию промыслово-технологических трубопроводов, использование мультифазных насосов и др.

На практике эксплуатации месторождений углеводородов, где осуществляется добыча и транспортировка нефти и газа одним из основных факторов является, возникновение разливов нефти в результате аварий в системе трубопроводов, которые негативно влияют на окружающую среду. Анализ показывает, что подавляющее большинство разрушения труб – это эрозия или разрушение эрозионно-коррозионного характера. Разрушение трубопровода происходит на его нижней поверхности и в течении короткого времени разрушает стенку трубы [2, 3].

ОБЪЕКТ ИССЛЕДОВАНИЯ

Статистика разрушения отдельных трубопроводов показывает, что транспортировка компонентов по отдельности по промысловым трубопроводам не представляет серьезной угрозы. В целом, согласно исследованиям по коррозионной активности, если нефть и газ не содержат газообразного сероводорода, они считаются средой с низкой коррозионной активностью. Как правило, скорость коррозии стальных труб не очень велика и составляет 0.1 мм/год. Пластовая вода, которая имеет высокий уровень минерализации, обладает умеренной коррозионной активностью в таких статических условиях. Скорость коррозии стальных конструкций в такой среде не превышает 0.3 мм/год. Относительно большая скорость коррозии наблюдается при транспортировке водонефтяных эмульсий, в основном при меньших скоростях транспортировки и низких скоростях потока в промысловых трубопроводах. Скорость коррозии в это время достигает 3–5 мм/год, и это не случайно, т.к. эти трубопроводы могут разрушаться через 2–3 года.

Промысловый опыт также подтверждает, что при больших скоростях транспортировки стальные трубопроводы более устойчивы к коррозии. Согласно существующим фактам можно утверждать, что корреляция между скоростью коррозии и режимами движения потока значительно сильнее [4].

Недавние исследования показали, что щелевая коррозия в трубопроводе, наряду с общей коррозионной активностью, также связана с присутствием механических соединений в составе мультифазных нефтегазоводных смесей.

А при транспортировке газонефтеводяных смесей скорость коррозии трубопроводов превышает 4–5 мм/год. Скорость коррозии может еще увеличится для слоистых режимов течений водонефтяных эмульсий. Фактором, который играет наиболее важную роль, является изменения гидродинамического режима для таких потоков. Поэтому основными причинами щелевой коррозии в трубопроводах являются:

– общая коррозионная активность;

– наличие механических смесей в транспортируемых смесях нефти, газа и воды.

Авторы [4, 5] считают, что одним из методов защиты нефте- и газопроводов от разрушения является выбор гидродинамического режима, позволяющего избежать транспортировки мультифазной смеси в расслоенном виде.

Анализ и наблюдения показывают, что активные разрушения происходят чаще в начале восходящих участков трубопроводов. Большая степень эрозии этих частей обусловлена тем, что на этих местах кроме жидкостей собираются также твердые механические частицы, и происходит их периодическое движения вверх-вниз по потоку. Коррозионные разрушения, наблюдаемые в нижней части труб, для технологических нефтегазопроводов относительно большого диаметра, очень характерны для системы сбора нефти и газа Азербайджанских месторождений [6, 7]. Эти эрозионно-коррозионные трещины могут иметь ширину от 20 до 60 мм и длину от 5 до 20 м. Как происходят разрушения такой длины в очень неактивной коррозионной среде, которая образуется в нижней части, требует своего объяснения. Большинство исследователей коррозии объясняют возникновение таких случаев тем, что процесс коррозии металла происходит в кислой среде. А в общем, действия происходящих гидравлических ударов, вибраций, механическо-химической растворимости не могут быть предсказаны, и эти эффекты не могут быть объяснением локальных коррозионных разрушений, наблюдаемых в нижних частях труб. При небольшой скорости (до 1 м/с) потока образуются слоистые структурные формы газожидкостных смесей и водная фаза, движущаяся по нижней части трубопровода представляет собой отдельную фазу, выше которой движутся нефть, газ или нефтяная эмульсия. Из-за разницы между вязкостями контактирующих фаз образуются волны между жидкими фазами. Между тем, механические смеси (частицы) в водной фазе (карбонаты и сульфиды железа, песок, глина и т.д.) попадают в жидкую каплю фазы и оказывают постоянное гидроэрозионное воздействие на защитный слой карбонатов в нижней части внутренней поверхности труб. Поэтому, происходит очищение покрытия на нижней части трубы, что ускоряет коррозионно-эрозионный процесс. Многолетний опыт и анализ показывают, что использование ингибиторов коррозии не может предотвратить такие процессы.

Рис. 1.

Щелевая коррозия в технологических трубопроводах.

ПОСТАНОВКА ВОПРОСА

Решение проблемы предотвращения коррозионно-эрозионных процессов в мультифазных трубопроводах требует больших исследований. Эти процессы, происходящие, прежде всего, из-за внутренних факторов, требуют учитывать гидравлические особенности мультифазных потоков, в том числе содержащих механические смеси. Прежде всего, необходимо учитывать расчетные значения приведенного диаметра линий сбора нефти и газа на стадии обустройства (или во время их эксплуатации), чтобы обеспечить оптимальный уровень скорости движения смесей нефти, газа и воды, т.е., по крайней мере, нельзя допускать разделения воды из мультифазных смесей. Известно, что разработка нефтяных и газовых месторождений в Азербайджанском секторе Каспийского моря в основном осуществляется на скважинах морских платформ, и транспортировка продукции производится подводными трубопроводами. Протяженность промыслово-технологических трубопроводов для транспортировки нефти и газа достигает от нескольких километров до десятков. В большинстве случаев по этим трубопроводам транспортируются мультифазные и многокомпонентные смеси (нефть–газ, нефть–газ–вода, газовый конденсат, газ–конденсат–вода, включая механические смеси), и при этом возникают некоторые трудности и осложнении.

Часть проблем, возникающих при транспортировке мультифазных систем, связана с разнообразием рельефа трубопроводов. Часто встречающие профили трассы для морских подводных трубопроводов Азербайджана с учетом коэффициента рельефа R_к (отношение длины восходящих участков к общей длины трубопровода) показаны на рис. 2. Как видно из рис. 2, для морских трубопроводов, основной причиной осложнения, связанных с рельефными условиями является то, что сборные коллекторы с разных платформ имеют спуски в море и подъемы на платформы. Поэтому, при рассмотрении влияния профиля на величину гидравлического сопротивления, следует учесть особенности мультифазного потока. Среди факторов, влияющих на эффективность функционирования коллекторов нефти и газа, помимо профиля рельефа играет немаловажную роль и вязкость гетерогенной системы. Анализ проведенных нами расчетов показывает, что важно оценить дальность сбора и транспорта мультифазных систем. В табл. 1 приведены значения оптимального расстояния транспорта многофазных систем в зависимости от рельефа трассы и вязкости системы, при различных объемах продукции и диаметрах трубопровода. Для различных диаметров (D = 0.255 и 0.509 м) трубопровода и значений начального давления были построены зависимости оптимального расстояния транспортировки мультифазных систем от коэффициента рельефа, которые представлены на рис. 3 и 4. Как видно из рис. 3 и 4, с увеличением давления в трубопроводе, дальность транспортировки увеличивается, а при увеличении коэффициента рельефа она уменьшается.

Рис. 2.

Профилы трассы трубопроводов при различных коэффициентах рельефа (R_к = h_вос/L).

Рис. 3.

Зависимость оптимальной дальности мультифазных систем сбора от коэффициента релефа при различрых значениях давлении (D = 0.255 м).

Рис. 4.

Зависимость оптимальной дальности мультифазных систем сбора от коэффициента релефа при различрых значениях давлении (D = 0.509 м).

Результаты расчетов показали, что в отличие от однофазного потока дальность сбора мультифазных газоконденсатных систем не может увеличиваться беспредельно с увеличением диаметра газопровода и в зависимости от объема и давления перекачки, а также от диаметра трубопровода имеет ограничение (максимум) [8].

РЕШЕНИЕ И ОБСУЖДЕНИЕ ПРОБЛЕМЫ

С учетом вышеотмеченных особенностей функционирования технологических трубопроводов были проанализированы некоторые коррозионно-эрозионные проблемы мультифазных систем. Как известно из механики, сила эффекта эрозии – мощность силы трения (N) определяется следующим образом [9, 10].

где N – мощность силы трения на поверхности труб механических смесей;

F – сила трения частицы;

$v$ – скорость частицы (эта скорость принимается равным скорости течения жидкости в точке, соответствующей центру тяжести частицы).

Во время движения по трубопроводу сила трения для механической частицы определяется следующей зависимостью:

Здесь d – диаметр механической частицы;

${{\rho }_{{{\text{м}}{\text{.ч}}{\text{.}}}}}$ и ${{\rho }_{{\text{ж}}}}$ – плотность механической частицы и жидкости соответственно;

φ – коэффициент трения частицы о металл.

Для нахождения скорости смещения механической частицы, может быть использовано следующее правило распределения скорости по поперечному сечению трубопровода:

Здесь $u$ – можно рассматривать как среднерасходную скорость потока.

r – это расстояние между осями механической частицы и потока.

Учитывая, что r = $\frac{{D - d}}{2}$, то имеем:

Подставляя выражения F и v в уравнении (1), получим:

Последнее уравнение указывает на то, что мощность эрозионного воздействия на трубопровод больше зависит от диаметра механических частиц.

Ниже рассмотрены и проанализированы коррозионные процессы нефте-промысловых технологических трубопроводов на примере месторождений Азербайджане с учетом динамики мультифазных смесей.

История добычи нефти в Азербайджане показывает, что механические смеси в мультифазных потоках системы сбора скважин не только загрязняют технологическое оборудование и трубопроводы сбора и транспортировки, но также подвергают их коррозии и коррозионно-эрозионному воздействию. Наблюдения и исследования на морских месторождениях НГДУ “Абшероннефть”, “Нефтяные Камни” и “28 мая” показывают, что каждый литр жидкости содержит механические смеси от 0.5 до 5 г, размером 0.01 до 0.4 мм (в основном песок). Технологическое оборудование, после осадки механических частиц загрязняется в течении короткого времени (несколько недель). Рабочие части насосов разрушаются механическими частицами в течение 3–4 мес., происходят утечки и потери углеводородов, загрязняется окружающая среда. Следует отметить, что в это время много времени и сил уходит на очистку оборудования в основном от донных отложений.

Учитывая, что глубина моря достигает на месторождениях “Апшерон Банкасы” 8–20 м, “Нефтяные камни” 15–50 м и “Гюнешли” 80–150 м, то при транспортировке продукции скважин между платформами на местах соединения труб восходящего потока (от морского дна до поверхности воды) в связи с осадкой механических загрязнений, парафина и соли уменьшается рабочий диаметр трубопровода. Любая остановка транспортных трубопроводов может быть причиной накопления загрязнений на дне трубопровода и возникновения пробок. В результате воздействия давлений потока нефти и газа скважин высокого давления на линии скважин низкого давления рабочий режим этих скважин нарушается.

Учитывая тот факт, что залежи нефти в этих месторождениях в основном представляют собой песок, песчаник и алевролиты, то относительное распределение отдельных фракций по их средним размерам и влиянию на трубы можно рассматривать, как показано в табл. 2. Согласно данным табл. 2, мощность эффекта эрозии на трубопроводе была рассчитана по выражению (5). Расчеты были основаны на следующих предварительных данных:

D = 200 мм = 0.2 м;

${{\rho }_{{{\text{м}}{\text{.ч}}{\text{.}}}}}$ = 1800 кг/м³;

${{\rho }_{{\text{ж}}}}$ = 800 кг/м³;

$v$ = 0.5; 1.0; 1.5; 2.0 м/с.

Результаты расчетов приведены в табл. 2 и на рис. 5. Как видно из табл. 2, доля почти 100% фрикционных частиц приходится в основном на частицы размером d > 0.5 мм. Интересно, что подавляющее большинство эффектов эрозии (95%) создают фракции с наибольшим диаметром (1–2 мм) и хотя частицы размером от 0.1 до 0.3 мм составляют более половины (56%) от общего объема механических примесей, их доля в общей мощности трения практически не замечена. Как видно из рис. 5, мощность эрозионного воздействия на трубопровод во многом зависит также от скорости потока и с увеличением скорости растет.

Рис. 5.

Зависимость мощности трения от размеров механических примесей в промысловых трубопроводах при различных значениях скорости потока.

Эрозионное воздействие механических частиц основано на силах гравитации. Оно может быть предотвращено или в значительной мере ослаблено силами, имеющими противоположное направление, т.е. силы Бернулли, возникающее в пристенной области градиентно-скоростного поля [11]. Гидродинамическим режимом исключить контакт воды или механических частиц с поверхности трубопровода невозможно. Поэтому, для защиты трубопровода от эрозии твердыми частицами необходимо обеспечить вынос твердых частиц в ядро потока без контакта с поверхностью трубопровода. Для защиты трубопровода от коррозии при движении мультифазных систем необходимо и достаточно обеспечить эмульсионный режим движения, при котором градиент статического давления в потоке будет больше разности удельных весов механических частиц и нефти (или газа):

Для определения скорости смеси, обеспечивающий защиту трубопровода (в частности газопровода) от коррозии, можно использовать зависимость (6), решенную относительно скорости. С учетом того, что максимальное значение (${{dP} \mathord{\left/ {\vphantom {{dP} {dr}}} \right. \kern-0em} {dr}}$)_м = $16{{u}^{2}}\rho \alpha {{(1 - {{d}^{2}})} \mathord{\left/ {\vphantom {{(1 - {{d}^{2}})} D}} \right. \kern-0em} D}$ и подавляющее большинство эффектов эрозии (95%) создает фракция песка в основном размером $d > 0.5$ мм, тогда при $\alpha $ = 0.995 слой с толщиной 0.005D, который остается на дне трубопровода для коррозионно-эрозионного процесса практически никакой опасность не представляет ($\alpha $ = $\frac{r}{R}$ – относительная координата, равная отношению расстояния от оси потока до исследуемой точки, к половине диаметра поперечного сечения потока), для определения скорости переноса обеспечивающей защиту трубопровода от коррозии-эрозии получим:

где А = 7.86 $\frac{{\sqrt {\text{м}} }}{{\text{с}}}.$

Согласно уравнению (7) была вычислена скорость переноса механических частиц в газовом потоке для различных диаметров газопровода (рис. 6). Как видно из рис. 6, скорость переноса с увеличением диаметра трубопровода монотонно растет.

Рис. 6.

Зависимость скорости переноса механических частиц в газовом потоке для различных диаметров газопровода.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Скорость динамической коррозии мультифазных трубопроводов, которая иногда достигает до 20 мм/год будет определяется мощностью сил трения, величина которой определяется не столько количеством механических примесей, сколько их размером. Для снижения скорости коррозии примерно в 10 раз достаточно удалить из потока всего 1% наиболее крупных (более 1 мм) частиц. Для защиты мультифазных трубопроводов от эрозионно-коррозионных процессов необходимо обеспечить вынос твердых частиц и воды в ядро потока без контакта с поверхностью трубопровода. В частности для мультифазного газопровода была вычислена скорость переноса твердых механических частиц в ядре газового потока. Эффективным способом борьбы с динамической коррозией может стать удаление крупных частиц, поступающих в поток из нефтяных пластов методом фильтрации или гидроциклонной обработки потока в начале нефтегазопроводной сети.