2.2 Анализ аварийности по Архангельскому месторождению

Анализируя данные Службы антикоррозийных обработок за 2001, 2002, 2003 годы можно сделать вывод, что ситуация по Аварийности трубопроводов на Архангельском месторождении крайне неблагоприятная. По УДНГ-4 примерно 90 % порывов (рис. 1) приходится на Архангельское месторождение. Общая протяженность трубопроводов Архангельского месторождения составляет 49 456 метров. Ингибитором коррозии обрабатываются только водоводы сточных вод (16 260 м) или 32 % имеющихся трубопроводов. За последние три года можно отметить рост числа аварий. В 2003 году по сравнению с 2001 годом число порывов нефтепроводов увеличилось на 100 %, т.е. ровно в два раза, в то же время количество порывов водоводов сточных вод уменьшилось (рис. 2,3). Это объясняется тем, что в 2002 году произошла полная замена водоводов сточных вод.

Рисунок 1

Аварийность трубопроводов на Ижевском, Мещеряковском и Архангельском месторождениях за 2003 год

Рисунок 2

Анализ аварийности нефтепроводов за 2001, 2002, 2003 годы по месяцам

Рисунок 3

Анализ водоводов сточных вод за 2001, 2002, 2003 годы

Основная причина протечек на водоводах в 2002 году – строительный дефект сварного шва (человеческий фактор). Анализируя рисунок 3, можно сделать следующий вывод, что основная причина аварийности нефтепроводов – внутренняя и наружная коррозия. Около 40 % нефтепроводов Архангельского месторождения имеет срок эксплуатации более 12 лет. Имеются выкидные линии со сроком эксплуатации более 30 лет (ГЗУ – УПН), их протяженность составляет 12 560 м (25 %). Более того, нефтепроводы проходят через экологически опасные места (русла рек). Нефтепроводы Архангельского месторождения проходят через 11 ручьев и речек.

Основными причинами высокой аварийности нефтепроводов являются:

1. высокие темпы отбора жидкости (5-6 тыс. тонн в сут);

2. высокая обводненность добываемой продукции (в среднем 94 %);

3. высокая минерализация пластовой воды (плотность воды составляет 1,18 г/см³ – самая высокоминерализованная вода Удмуртии);

4. нарушение технологии добычи и обработки трубопроводов.

Основная антикоррозионная обработка трубопроводов на Архангельском месторождении – закачка химреагента в скважину через затрубное пространство. Главный недостаток такой обработки: низкая эффективность по причине низкой концентрации ингибитора коррозии в добываемой жидкости. Для образования или восстановления защитной адсорбционной пленки на внутренней поверхности нефтепровода необходима концентрация ингибитора коррозии не менее 50 г/м³ добываемой жидкости. Как показали опытные данные при закачке в затрубное пространство скважины реагента, из расчета 500 г/м³, его концентрация в выкидной линии составляет не более 35 г/м³. Учитывая, что средний дебет по жидкости Архангельского месторождения составляет около 140 м³ на одну скважину, для эффективности антикоррозионных обработок требуется повышенный расход реагента.

Так как Архангельское месторождение географически удалено от основных транспортных баз ОАО «Удмуртнефть», то УДНГ-4 несет высокие удельные транспортные расходы. По Архангельскому месторождению около 40 % транспортных расходов составляют переезды техники.

Рисунок 4