Инженерная практика
Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru
Telegram Facebook

Комплексная система контроля и антикоррозионной защиты внутрипромысловых трубопроводов в ЗАО «Ванкорнефть»

Все участки трубопроводов Ванкорского месторождения имеют надземное исполнение и защищены внешней изоляцией, что исключает возможность возникновения наружной коррозии и делает защиту от внутренней коррозии основной задачей при их эксплуатации.

Для снижения внутреннего коррозионного разрушения и повышения эксплуатационной надежности трубопроводов на месторождении внедрена эффективная система антикоррозионной защиты, включающая в себя применение ингибиторов коррозии с постоянным коррозионным мониторингом, проведение внутритрубной очистки с использованием различных очистных устройств, а также использование внутритрубной диагностики.

02.05.2012 Инженерная практика №05/2012
Дворкин Максим Владимирович Начальник отдела технического надзора Управления эксплуатации трубопроводов ЗАО «Ванкорнефть»

Ввиду отсутствия на Ванкорском месторождении подземных трубопроводов основные усилия в рамках антикоррозионной защиты направлены на борьбу с внутренней коррозией. Для снижения внутреннего коррозийного разрушения элементов трубопроводов мы активно применяем метод ингибиторной обработки внутренних стенок труб. На сегодняшний день при общей протяженности напорных и нефтесборных трубопроводов 100,8 км подвергаются ингибированию 76,9 км трубопроводов.

Рис. 1. Технологическая схема блока дозирования реагентов
Рис. 1. Технологическая схема блока дозирования реагентов

Подача ингибитора осуществляется при помощи блока дозирования реагента (БДР), который включает в себя три независимые установки, состоящие из трех емкостей объемом по 8 м3 каждая, шесть шестеренчатых насосов (по два на каждую емкость) и шесть плунжерных насосов-дозаторов (НД) разной производительности (от 35 до 100 г/т), которые обеспечивают закачку реагента с различной дозировкой в любую из трех нагнетательных линий (рис. 1, 2).

Рис. 2. Схема ингибиторной защиты Ванкорского месторождения. Расположение узлов контроля коррозии
Рис. 2. Схема ингибиторной защиты Ванкорского месторождения. Расположение узлов контроля коррозии

КОРРОЗИОННЫЙ МОНИТОРИНГ

Для обнаружения агрессивной среды и определения степени ее агрессивности мы проводим постоянный мониторинг коррозийных процессов, данные которого впоследствии используются при подборе наиболее эффективного ингибитора и его оптимальной дозировки.

Рис. 3. Аппаратура, применяемая для мониторинга коррозии
Рис. 3. Аппаратура, применяемая для мониторинга коррозии

Коррозионный мониторинг выполняется с использованием современной и надежной аппаратуры, такой, к примеру, как ультразвуковая система Ultracorr (рис. 3). Данная система представляет собой специальное устройство, которое при помощи эпоксидной смолы крепится к нижней образующей трубопровода и производит замеры толщины стенок наиболее подверженных коррозии участков трубопроводов, а также измеряет температуру жидкости. Поскольку установка датчиков выполняется без нарушения целостности трубопровода, данная система может применяться и на водоводах высокого давления.

Рис. 4. Эксплуатация систем Microcor и Ultracorr
Рис. 4. Эксплуатация систем Microcor и Ultracorr

Помимо этого, в рамках системы коррозионного мониторинга мы используем специальный прибор Microcor, который также устанавливается в нижней образующей трубы и служит для отслеживания агрессивности среды в наиболее опасных участках трубопровода (рис. 4–6). При этом конструкция устройства исключает необходимость поднятия и опускания зонда при производстве работ по очистке внутренней полости трубопровода специальными очистными устройствами, а точность и время отклика системы Microcor дают возможность быстро отслеживать изменение агрессивности среды. Таким образом, мы можем оперативно выполнять корректировку дозировки ингибитора коррозии и проводить ОПИ ингибиторов в максимально сжатые сроки. Применяемый метод замера скорости коррозии (ER) позволяет использовать данное оборудование как в системе нефтесбора, так и в системе водоводов.

Рис. 5. Результаты измерений скорости коррозии при помощи системы Microcor (куст 101-Т15)
Рис. 5. Результаты измерений скорости коррозии при помощи системы Microcor (куст 101-Т15)
Рис. 6. Результаты измерений толщины стенок и температуры при помощи системы Ultracorr (куст 4-Т10)
Рис. 6. Результаты измерений толщины стенок и температуры при помощи системы Ultracorr (куст 4-Т10)

Скорость коррозии в разных фазах потока нефтепровода определяется нами при помощи гравиметрического метода — путем установки в трубу образцовсвидетелей коррозии.

Рис. 7. Механический способ очистки трубопроводов
Рис. 7. Механический способ очистки трубопроводов

МЕХАНИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ЗАЩИТЫ

Наряду с химическими методами защиты от коррозии в компании применяется и механический метод — пропуск очистных устройств для очистки внутренней стенки трубопровода от механических примесей, газовых шапок и водных застойных зон (рис. 7). Такая очистка препятствует образованию «ручейковой» коррозии, а удаление застойных водных зон и газовых шапок не позволяет развиваться обычной сплошной коррозии. Механическая очистка выполняется на всех нефтесборных трубопроводах Ванкорского месторождения.

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Максим Владимирович, а как вы оцениваете исходную агрессивность среды? Прежде всего фоновую скорость коррозии.
Максим Дворкин: Перед проведением ингибирования мы проводим ОПИ, в процессе которых и выполняем замер фоновой скорости коррозии. Так как трубопроводы у нас новые, обводненность составляет около 14%, фоновая скорость коррозии достаточно низкая — 0,2 мм/год. Такую скорость, к примеру, у нас показали датчики, установленные на трубопроводе пятого куста.
Вопрос: Скажите, пожалуйста, насколько часто вы меняете датчик, измеряющий сопротивление?
М.Д.: Я слышал, что на Ванкоре должна была быть спроектирована система контроля скорости коррозии с дистанционной передачей сигнала. Вы говорите, что снимаете показания каждую неделю. Это происходит дистанционно или вручную?
М.Д.: Вручную. Систему дистанционного съема показаний постараемся наладить в течение ближайших двух лет.
Вопрос: Не могли бы Вы озвучить марки применяемых вами ингибиторов и стали?
М.Д.: По ингибитору — это «Сонкор-9011». Марка стали — 13ХФА.
Вопрос: Какой у вас минимальный диаметр камеры очистки, запуска и приема?
М.Д.: Минимальный диаметр камер у нас 150 мм, для очистки трубопроводов используются шары. Для трубопроводов большего диаметра мы применяем очистные скребки.
Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Основные направления развития системы ППД ОАО «Татнефть»
Организация работ по повышению эксплуатационной надежности подземных трубопроводов в ОАО «Белкамнефть»
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №01/2021

Инженерная практика

Выпуск №01/2021

Поддержание пластового давления. Повышение нефтеотдачи. промысловые трубопроводы. Подготовка нефти
Матрица применения потокоотклоняющих технологий на карбонатных коллекторахПовышение экономической и технологической эффективности системы поддержания пластового давленияБорьба с гипсовыми отложениями на внутренней поверхности водоводов высокого давления и другого оборудованияОчистка подтоварной воды от нефтепродуктов и твердых взвешенных частицУвеличение нефтеотдачи с применением закачки в пласт дымового газа и комбинации пара и диоксида углеродаБетонные покрытия для промысловых трубопроводов с теплогидроизоляцией и морских трубопроводов
Ближайшее совещание
Механизированная добыча, Поддержание пластового давления
ДОБЫЧА ‘2021.
Ежегодная научно-практическая отраслевая конференция

ДОБЫЧА’ 2021: Повышение эффективности эксплуатации механизированного фонда скважин, ППД.

Новые даты: 27-29 апреля 2021 г., г. Москва
27-29 апреля 2021 года ООО «Инженерная практика» проводит IV Ежегодную производственно-техническую конференцию «ДОБЫЧА 2021: Повышение эффективности эксплуатации механизированного фонда скважин, ППД». Ежегодное совещание носит рабочий характер и направлено на обсуждение применения лучших практик в области актуальных вопросах механизированной добычи нефти. К участию приглашаются Эксперты вертикально-интегрированных компаний, научных центров, поставщиков технологических решений, производителей оборудования и нефтепромысловой химии. Форма участия: очная/заочная (по запросу).