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

Современные методы контроля коррозии на объектах ПАО «Газпром нефть»

ПАО «Газпром нефть» реализует проект «Чистая территория», направленный на снижение общего уровня аварийности промысловых трубопроводов. В его рамках ведется работа по поиску и внедрению современных методов контроля процессов коррозии и борьбы с ней.

Применяются такие методы контроля коррозии, как гравиметрический, ЕR, LPR, проводится диагностика трубопроводов посредством сканирующих и бесконтактных технологий, ведется подбор марок стали и антикоррозионных покрытий под конкретные условия эксплуатации объектов.

Согласно нашим расчетам в результате проведения комплекса выполняемых работ удельная аварийность промысловых трубопроводов Компании в 2016-2019 годах должна снизится с 0,12 до 0,075 отказов на километр.

28.12.2016 Инженерная практика №09/2016
Мышак Олег Владиславович Главный специалист управления эксплуатации трубопроводных систем ДДНиГ ПАО «Газпром нефть»
Бацалев Александр Игоревич Руководитель направления по эксплуатации трубопроводных систем ДДНиГ ПАО «Газпром нефть»
Мигунов Михаил Ильич Начальник департамента по инфраструктуре ООО «Газпромнефть НТЦ»

Рис. 1. Структура парка эксплуатируемых трубопроводов ПАО «Газпром нефть» по состоянию на 01.01.2016 г.
Рис. 1. Структура парка эксплуатируемых трубопроводов ПАО «Газпром нефть» по состоянию на 01.01.2016 г.

ПАО «Газпром нефть» эксплуатирует сеть промысловых трубопроводов суммарной протяженностью более 12 тыс. км. Из них на нефтесборные сети (НС) и напорные нефтепроводы (ННП) приходится 56%, на высоконапорные водоводы (ВВД) – 25%, на газопроводы (ГП) – 11,5%, на водоводы низкого давления (ВНД) и газоингибиторопроводы (ГИП) – 7,5% (рис. 1).

Рис. 2. Структура парка защищаемых трубопроводов ПАО «Газпром нефть» по состоянию на 01.01.2016 г.
Рис. 2. Структура парка защищаемых трубопроводов ПАО «Газпром нефть» по состоянию на 01.01.2016 г.

Общая протяженность защищаемых промысловых трубопроводов Компании составляет 6600 км, из них 56% обрабатываются ингибиторами коррозии, 37% оборудованы камерами пуска – приема и регулярно очищаются от отложений, 6% оснащены внутренними покрытиями, и 1% неметаллические и построенные по новым технологиям трубопроводы (рис. 2).

ПРОЕКТ «ЧИСТАЯ ТЕРРИТОРИЯ»

С 2014 по 2016 год в ПАО «Газпром нефть» реализуется проект «Чистая территория», направленный на снижение общего уровня аварийности трубопроводов. При выполнении трехлетней программы, основные усилия были сосредоточены на замене высокоаварийных трубопроводов (с пятью отказами в год и более) и поддержании ресурса эксплуатации менее аварийных и безаварийных трубопроводов.

При формировании новой стратегии развития трубопроводного транспорта ПАО «Газпром нефть» на 2017-2019 годы, особое внимание будет уделено парку трубопроводов с первыми отказами. Эти трубопроводы мы рассматриваем как потенциал снижения аварийности (рис. 3).

Рис. 3. Изменение доли высокоаварийных и менее аварийных трубопроводов по отказам в 2013-2015 гг.
Рис. 3. Изменение доли высокоаварийных и менее аварийных трубопроводов по отказам в 2013-2015 гг.

С целью повышения надежности трубопроводных систем, ведется работа по поиску современных методов контроля процессов коррозии и борьбы с ней. Основной акцент сделан на мониторинг агрессивности среды, диагностику трубопроводов и подбор марок стали под условия эксплуатации.

Рис. 4. Схема УКК при использовании гравиметрического метода
Рис. 4. Схема УКК при использовании гравиметрического метода

ГРАВИМЕТРИЧЕСКИЙ МЕТОД

В ПАО «Газпром нефть» применяются как традиционные, так и современные методы контроля скорости коррозии. Наиболее распространен гравиметрический метод мониторинга, основанный на оценке изменений массы или геометрических размеров образцов-свидетелей. Эти образцы относительно дешевы, очень полезны в режиме штатного ингибирования, а также в тех местах, где применение электрических приборов по тем или иным причинам невозможно.

Гравиметрический метод универсален, прост в реализации (рис. 4), позволяет получать достоверную информацию, в том числе и данные о неравномерной коррозии.

Вместе с тем, с помощью этого метода нет возможности получить оперативные данные об изменении коррозионной среды, поскольку длительность получения информации при его использовании составляет более 30 суток. Также метод не позволяет измерять скорость коррозии по нижней образующей трубопровода.

МЕТОД ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ

Метод электрического сопротивления (ER) основан на оценке результатов измерений электрического сопротивления чувствительного элемента, которое изменяется в результате коррозии. Метод ER используется для выявления изменений агрессивности среды при нарушении технологии ингибирования или резком изменении эксплуатационных условий.

Метод применим как в электролитах – водной фазе продукции скважин, водонефтяной эмульсии типа «нефть в воде», так и в жидкостях с низкой электрической проводимостью – углеводородах, эмульсии «вода в нефти». Он дает возможность отслеживать коррозию в режиме реального времени. Вместе с тем, этот метод отличает высокая чувствительность к температурным колебаниям, что может снизить его применимость. Кроме того, метод ER требует особого внимания к выбору места установки узла контроля коррозии (УКК) и качеству исполнения чувствительного элемента.

Данный метод применяется в системах онлайн мониторинга коррозии Ultracorr (рис. 5), Соrrdata-Microcor, а также «Монитор II Nano Corr». Последняя представляет собой систему связанных многоэлектродных датчиков (CMAS), в состав которых входят несколько миниатюрных электродов, изготовленных из материалов, идентичных материалу трубопровода (рис. 6).

Рис. 5. Система онлайн мониторинга коррозии Ultracorr
Рис. 5. Система онлайн мониторинга коррозии Ultracorr
Рис. 6. Внешний вид системы Nano Corr с многоэлектродными датчиками коррозии (CMAS)
Рис. 6. Внешний вид системы Nano Corr с многоэлектродными датчиками коррозии (CMAS)

Система «Монитор II Nano Corr» служит для измерения электрических токов и скорости локальной или неоднородной коррозии. Она не требует наличия электролита на поверхности измеряемых электродов, при этом дает возможность получать данные о неравномерной коррозии, обладает высокой чувствительностью и длительным «жизненным циклом» датчиков. Вместе с тем, эта система может применяться лишь в тех коррозионных средах, которые хорошо проводят электрический ток – в водной фазе продукции скважин, водонефтяной эмульсии с содержанием воды не менее 40-50%.

МЕТОД ЛИНЕЙНОЙ ПОЛЯРИЗАЦИИ

Метод линейной поляризации (LPR) предназначен для выявления отклонений агрессивности среды, которые могут наблюдаться из-за резкого изменения эксплуатационных условий или из-за нарушений в технологии ингибирования.

Метод LPR обладает очень высокой чувствительностью к любым изменениям условий эксплуатации: температуре, давлению, обводненности, содержанию агрессивных компонентов и т.д., а его использование позволяет быстро реагировать на изменение коррозионной среды.

Таблица 1. Участки замеров системы онлайн мониторинга коррозии на Приобском месторождении
Таблица 1. Участки замеров системы онлайн мониторинга коррозии на Приобском месторождении

При этом следует учитывать, что применение метода LPR ограничено коррозионными средами, хорошо проводящими электрический ток, к которым относятся водная фаза продукции скважин, водонефтяная эмульсия с содержанием воды не менее 40-50%. Также надо иметь в виду, что присутствие сероводорода в воде, вызывающее формирование проводящих сульфидных контактов между электродами, полностью искажает результаты исследований, полученные с помощью данного метода. В связи с перечисленными особенностями метод LPR лучше всего подходит для мониторинга скорости коррозии в водоводах систем ППД.

Замеры, сделанные с помощью системы онлайн мониторинга коррозии на Приобском месторождении (табл. 1), позволяют говорить о таких преимуществах данных систем над традиционными методами контроля, как более высокая чувствительность датчиков и скорость получения результатов с возможностью их отслеживания в режиме реального времени.

ДИАГНОСТИКА ТРУБОПРОВОДОВ С ПОМОЩЬЮ ВИД

В 2012 году в ПАО «Газпром нефть» была принята концепция перехода на сканирующую диагностику, предусматривающую разделение технологий внутритрубной диагностики (ВТД) на две группы. В первую группу вошли технологии, в которых применяются обычные внутритрубные инспекционные приборы (ВИП) для трубопроводов диаметром более 219 мм – нефтепроводов внешнего транспорта и напорных нефтепроводов. Ко второй группе отнесены технологии, в которых используются внутритрубные индикаторы дефектов (ВИД) для нефтесборных трубопроводов диаметром 219 мм и менее.

Таблица 2. Характеристики промысловых трубопроводов, подлежащих диагностическому обследованию ВИД
Таблица 2. Характеристики промысловых трубопроводов, подлежащих диагностическому обследованию ВИД

ВИД представляет собой упрощенный снаряд для определения дефектов первоочередного ремонта трубопроводов малого диаметра. Он оснащен функцией трехпорогового выявления дефектов в 35, 50 и 70% от толщины стенки трубопровода и размерами 50х50 мм. Запас батарей и емкость памяти ВИД рассчитаны на 10 км прогона, что позволяет обследовать сборные трубы небольшой протяженности. ВИД может проходить 15% сужения и не зарешеченные тройники. ВИД159-219 обладает способностью проходить отводы 1,5D, а ВИД-114 – 3D. Длина прибора составляет от 1,16 м (ВИД-219) до 2,5 м (ВИД-114), что позволяет запускать его из малогабаритных камер пуска-приема (КПП) средств очистки и диагностики (СОД) третьего типа производства ООО «Синергия-Лидер». Прибор работает без определения «часового» положения дефектов, записи давления и температуры.

ВИД подходят для диагностики промысловых трубопроводов диаметром 114, 159, 168 и 219 мм (табл. 2) – именно под эти условия было разработано техническое задание, по которому был изготовлен прибор.

С 2014 года проводится опытно-промышленная эксплуатация (ОПЭ) ВИД-219 разработки ПАО «Газпром нефть». В рамках ОПЭ получены технические отчеты о ВТД по трем объектам в 2014 году и семи объектам в 2015 году. В 2016 году посредством ВИД-219 планируется обследовать 18 объектов. Параллельно проходят ОПИ прототипов опытных образцов ВИД: ВИД-114 и ВИД-159.

Рис. 7. Результаты ДДК на нефтесборном трубопроводе «Т.ВР.К.180 – УДР ДНС-2» (219х8 мм) Вынгапуровского м/р
Рис. 7. Результаты ДДК на нефтесборном трубопроводе «Т.ВР.К.180 – УДР ДНС-2» (219х8 мм) Вынгапуровского м/р

Дополнительный диагностический контроль (ДДК) на нефтесборном трубопроводе «Т.ВР.К.180 – УДР ДНС-2» (219х8 мм) Вынгапуровского месторождения показал, что фактическая выявляемость дефектов ВИД-219 выше, чем указанная в требованиях ТЗ. Первый дефект был подтвержден визуально (брак СМР), второй – вырезкой катушки после ультразвуковой толщинометрии (ремонт) (рис. 7).

Рис. 8. Магнитограмма участка трубопровода с дефектами >60% по результатам ВИД на напорном нефтепроводе «УПСВ-1 – Т.ВР. УПСВГ-1» (219х8 мм) Карамовского м/р
Рис. 8. Магнитограмма участка трубопровода с дефектами >60% по результатам ВИД на напорном нефтепроводе «УПСВ-1 – Т.ВР. УПСВГ-1» (219х8 мм) Карамовского м/р

По результатам ВИД на напорном нефтепроводе «УПСВ-1 – Т.ВР. УПСВГ-1» (219х8 мм) Карамовского месторождения выявлены 307 дефектов, глубина наибольших составила 70% от толщины стенки трубопровода (рис. 8, табл. 3). В результате проведенного обследования ВИД предотвращено восемь потенциальных отказов трубопроводов.

В целом применение ВИД позволяет Компании:

  • окупить затраты на проект НИОКР ВИД не позднее 2016 года за счет ВТД объектов при ОПИ и ОПЭ;
  • создать импортозамещающую технологию ВТД;
  • своевременно выявлять и устранять проблемные участки трубопроводов;
  • не допускать аварийных ситуаций, связанных с отказами трубопроводов;
  • снижать эксплуатационные затраты и продлевать «жизненный цикл» трубопроводов.
Таблица 3. Статистика дефектов трубопровода по результатам ВИД на ННП «УПСВ-1 – Т.ВР. УПСВГ-1» (219х8 мм) Карамовского м/р
Таблица 3. Статистика дефектов трубопровода по результатам ВИД на ННП «УПСВ-1 – Т.ВР. УПСВГ-1» (219х8 мм) Карамовского м/р

Дальнейшее развитие проекта предусматривает освоение силами дочерних обществ ПАО «Газпром нефть» всего комплекса ВТД для нефтесборных трубопроводов с диаметрами 114–219 мм при помощи линейки ВИД, а также дооснащение 300 объектов камерами пуска-приема средств очистки и диагностики.

Для освоения технологии ВИД планируется создать сервисную группу сопровождения и интерпретации данных. С этой целью уже проведено обучение операторов-дефектоскопистов ВИД из числа сотрудников управления эксплуатации трубопроводов (УЭТ) ДО, НТЦ и КЦ. Курс по обучению интерпретаторов информации ВИД проведен в III квартале 2016 года.

 

БЕСКОНТАКТНАЯ ДИАГНОСТИКА ТРУБОПРОВОДОВ

Комплекс бесконтактной диагностики (КБД) в ПАО «Газпром нефть» применяется на трубопроводах, не адаптированных к ВТД. Прибор КБД-2 предназначен для поиска аномальных зон трубопровода при его пешем обходе. Он позволяет выделить аномалии магнитных полей и повреждение наружной изоляции на расстоянии до 30 диаметров обследуемого трубопровода. Обработка информации ведется с помощью автоматизированного рабочего места диагностики (АРМД).

В Компании ведутся работы, направленные на повышение информативности полевой диагностики, подготовку персонала для выполнения работ собственными силами с помощью КБД-2. Так, в 2015 году было проведено обучение операторов КБД-2, а до конца 2016 года планируется обучить интерпретаторов магнитных аномалий. В дальнейшем КБД будет использоваться в комплексе с традиционными методами технического диагностирования.

МОБИЛЬНЫЕ КПП СОД

В июле 2015 года в ПАО «Газпром нефть» состоялось техническое совещание по перспективам применения мобильных КПП СОД магистральных и межпромысловых трубопроводов, в ходе которого было намечено проведение ОПИ на объектах Компании.

В отличие от стационарных камер установка мобильных КПП СОД не требует строительства промышленной площадки с основанием для присоединения камеры к трубопроводу, нужно лишь произвести монтаж ответной части быстроразъемного соединения.

В 2016 году начаты ОПИ мобильных КПП СОД для трубопроводов диаметром 114 мм на объектах ООО «Газпромнефть-Оренбург» и диаметром 219 мм на объектах ООО «Газпромнефть-Хантос». В ходе этих работ мы рассчитываем подтвердить более высокую эффективность использования мобильного оборудования относительно варианта с оснащением необорудованных участков трубопроводов стационарными камерами.

ПОДБОР МАРОК СТАЛИ ПОД УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Для определения наиболее оптимальных марок сталей под существующие условия эксплуатации специалисты ПАО «Газпром нефть» совместно с производителями трубной продукции заняты разработкой и испытанием новых материалов для трубопроводов.

Рис. 9. ОПИ труб из стали 05ХГБ в ООО «Газпромнефть-Оренбург»
Рис. 9. ОПИ труб из стали 05ХГБ в ООО «Газпромнефть-Оренбург»

В рамках этой работы проводятся стендовые испытания с использованием мониторинга скорости коррозии. В частности, ведутся байпасные стендовые испытания в ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» и испытания стали марки 05ХГБ в ООО «Газпромнефть-Оренбург» по программе научно-технического сотрудничества с АО «Объединенная металлургическая компания» (ОМК) (рис. 9).

В рамках этой программы в 2015 году построены два нефтесборных трубопровода из стали марки 05ХГБ: диаметром 273 мм, толщиной стенки 8 мм и протяженностью 2400 м на Еты-Пуровском месторождении и диаметром 273 мм, толщиной стенки 8 мм и протяженностью 4040 м на Суторминском месторождении. После запуска в работу нефтесборного трубопровода Еты-Пуровского месторождения в июле 2015 года установлены три гравиметрических датчика, проведен точечный ультразвуковой контроль. После этого в октябре произведен демонтаж первого гравиметрического датчика, повторно проведен точечный ультразвуковой контроль. Затем в декабре начаты ОПИ на нефтесборном трубопроводе Суторминского месторождения, проведена ВТД. Повторная ВТД будет проводиться в соответствии с утвержденной программой ОПИ.

АНТИКОРРОЗИОННОЕ ПОКРЫТИЕ ТРУБОПРОВОДОВ

ПАО «Газпром нефть» ведет поиск и испытания различных видов антикоррозионных покрытий. Результатом этой работы должно стать определение антикоррозионных материалов, оптимально подходящих по характеристикам для защиты внутренней поверхности и сварочных стыков трубопроводов.

За счет использования технологичных материалов и специального оборудования возможно нанесение защитного покрытия на сварочные стыки трубопроводов в полевых условиях во время производства строительно-монтажных работ (СМР).

Рис. 10. Динамика и прогноз удельной аварийности трубопроводов ПАО «Газпром нефть», 2012-2020 гг. (шт./км/год)
Рис. 10. Динамика и прогноз удельной аварийности трубопроводов ПАО «Газпром нефть», 2012-2020 гг. (шт./км/год)

СНИЖЕНИЕ АВАРИЙНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ

Итак, главная цель проводимой управлением эксплуатации трубопроводных систем ПАО «Газпром нефть» работы состоит в снижении числа отказов парка трубопроводов.

Мы прогнозируем, что по итогам 2016 года удельный показатель аварийности трубопроводов составит 0,12 шт./км, что на 25% ниже показателя, рассчитанного в начале реализации проекта «Чистая территория», а к 2019 году не превысит 0,075 шт./км (рис. 10).

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Олег Владиславович, уточните, пожалуйста, какой процент парка защищаемых трубопроводов ПАО «Газпром нефть» охвачен коррозионным мониторингом?
Олег Мышак: Под мониторингом находится 62% парка защищаемых трубопроводов протяженностью более 4000 км.
Вопрос: Какие документы в ПАО «Газпром нефть» регламентируют подходы к коррозионному мониторингу?
О.М.: К таким документам, в первую очередь, относится стандарт Компании, где описан порядок проведения всего процесса коррозионного мониторинга.
Вопрос: Насколько широко в ПАО «Газпром нефть» сегодня используются неметаллические трубопроводы, и существует ли какая-то программа их дальнейшего внедрения?
О.М.: Первый опыт применения неметаллических трубопроводов Компанией получен около 15 лет назад. Сегодня их протяженность составляет порядка 400 км, это менее 1% от защищаемого парка промысловых трубопроводов.
Неметаллические трубопроводы в основном применяются для строительства низконапорных водоводов.
В Компании постоянно идет работа по поиску различных способов продлить «жизненный цикл» трубопроводов. Выбор материала трубопровода происходит на основании технико-экономического обоснования при его проектировании.
Вопрос: Не могли бы Вы привести статистику, характеризующую эффективность применения методов электрического сопротивления и линейной поляризации?
О.М.: Эти методы применяются в ПАО «Газпром нефть» начиная с 2015 года, поэтому достаточных статистических данных еще нет. Есть результаты сравнительных испытаний, проводимых на месторождениях Компании, которые показали преимущество современных методов электрического сопротивления гравиметрическим.
Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Методика диагностики и оценки остаточного ресурса трубопроводов из неметаллических материалов
Снижение удельной аварийности трубопроводов системы ППД ТПП «Лангепаснефтегаз»
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №05/2018

Инженерная практика

Выпуск №05/2018

Промысловые трубопроводыМеханизированная добыча
Особенности и нормативная база в области эксплуатации и ремонта подводных трубопроводовДиагностика, мониторинг и обеспечение безаварийной эксплуатации промысловых трубопроводов, защитные покрытияПроектирование, строительство и ремонт стальных и полимерных трубопроводовОПИ глубинно-насосного оборудования и НКТ с защитными покрытиями, эксплуатация неметаллических НКТРеагенты и внутрискважинное оборудование для механизированной добычи нефти в осложненных условияхПодготовка нефти. Внедрение ГИС
Ближайшее совещание
Механизированная добыча, Трубопроводный транспорт
Коррозия 2018
Международная производственно-техническая конференция

КОРРОЗИЯ – 2018: Эффективные методы работы с фондом скважин, осложненным коррозией, эксплуатация промысловых нефтегазопроводов и водоводов в условиях высокой коррозионной активности

27-29 августа 2018 г., г. Казань, конференц-зал «Габдула Тукай»
Задачей Конференции является обмен опытом и определение наиболее экономически и технологически эффективных решений и технологий в области работы с фондом скважин, осложненных коррозионным фактором и анализ применения современных методов и технологий для сокращения аварийности промысловых трубопроводов различного назначения в условиях высокой коррозионной активности.
Ближайший тренинг
Механизированная добыча
Эффективность механизированного фонда – июль 2018
Тренинг-курс

Повышение эффективности эксплуатации механизированного фонда скважин

23 – 27 июля 2018 г., г. Москва
Цель курса состоит в создании у слушателей комплексного и разностороннего представления о современной теории и практике работы с механизированным фондом скважин при решении ряда основных производственно-технических задач. Занятия проводятся с использованием новейших презентационных материалов и программных комплексов экспертами-практиками с большим производственным и научным опытом.