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

Мониторинг коррозии трубопроводов в ПАО «Оренбургнефть» с использованием оборудования системы Microcor®

Процесс эксплуатации транспортирующих водонефтяную эмульсию и подтоварную воду промысловых трубопроводов сопряжен с рисками разгерметизации, разлива нефтепродуктов и экологическим загрязнением территорий. В этом отношении задача нефтегазодобывающего предприятия состоит в том, чтобы свести эти риски к минимуму, а по возможности исключить их полностью.

Для выполнения данной задачи в ПАО «Оренбургнефть» реализуется комплексная программа повышения надежности трубопроводов. Ключевое направление программы – ингибиторная защита трубопроводов от внутренней коррозии: ежегодный рост объемов применения ингибиторов позволяет Обществу добиваться существенного снижения аварийности.

Немаловажную роль в отслеживании эффективности ингибирования коррозии играет коррозионный мониторинг. В целях повышения эффективности этого направления работы на месторождениях ПАО «Оренбургнефть» были проведены опытно-промысловые испытания (ОПИ) системы мониторинга коррозии Microcor®. Применение системы позволило оптимизировать технологию подачи реагента и поддерживать эффективность ингибирования на целевом уровне: доступность – 95%, скорость коррозии – менее 0,01 мм/год.

09.09.2015 Инженерная практика №09/2015
Стрункин Сергей Иванович Первый заместитель генерального директора по производству – главный инженер ПАО «Оренбургнефть»
Маликов Сергей Анатольевич Начальник Управления эксплуатации трубопроводов ПАО «Оренбургнефть»
Савицкая Елена Иосифовна Начальник отдела инжиниринга и повышения надежности трубопроводов ПАО «Оренбургнефть»
Антилов Владимир Александрович Менеджер отдела инжиниринга и повышения надежности трубопроводов ПАО «Оренбургнефть»

Мониторинг коррозии – это обязательное мероприятие, которое следует проводить с целью оценки текущего состояния коррозионной агрессивности рабочих сред, а также предупреждения и устранения негативных процессов, вызывающих ухудшение состояния трубопровода. Таким образом, к основным задачами коррозионного мониторинга относятся, во-первых, контроль состава и агрессивности транспортируемой среды и, во-вторых, контроль эффективности проводимых мероприятий по защите от коррозии и подготовка рекомендаций по изменению регламента ингибирования.

Накопленная и обработанная информация по коррозионному мониторингу служит основой для разработки и осуществления мероприятий, направленных на устранение или уменьшение воздействия негативных факторов, влияющих на состояние трубопровода. В этой связи специалисты ПАО «Оренбургнефть» постоянно ведут поиск методов и технических средств для повышения качества коррозионного мониторинга. Так, с августа по декабрь 2014 года на трубопроводах наиболее удаленной от центра сосредоточения производственных объектов ПАО «Оренбургнефть» Пономаревской группы месторождений проводились ОПИ систем коррозионного мониторинга Microcor® производства фирмы RCS (Rohrback Cosasco Systems, США).

Продукция скважин месторождений Пономаревкой группы характеризуется высокой агрессивностью. Содержание углекислого газа составляет 80-150 мг/л, сероводорода – 180-200 мг/л, концентрация сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ) – 105 кл/мл. В этой связи аварийность трубопроводов данной группы месторождений по причине внутренней коррозии достаточно высока и превосходит среднюю по предприятию.

Основной задачей данных испытаний была оценка инструментальной и методической погрешностей контроля коррозии, реализованной в системе Microcor®. Датчики и приборы высокого разрешения Microcor® позволяют быстро и точно измерять скорость коррозии в любой технологической среде и выявлять кратковременные изменения скорости коррозии, которые остались бы незамеченными при использовании традиционных технологий. Поэтому данный метод подходит для оценки эффективности ингибиторов коррозии.

Применение системы Microcor® дает возможность менее чем за трое суток провести качественную оценку коррозии при затратах в пределах 10% от затрат на применение общераспространенных технологий, в том числе гравиметрического метода. Кроме того, аналогичная оценка коррозии с помощью гравиметрического метода заняла бы от 14 до 30 суток.

Рис. 1. Комплект оборудования Microcor®
Рис. 1. Комплект оборудования Microcor®

В комплект оборудования системы Microcor® (рис. 1) входят клапан доступа, зонд с рабочим элементом (датчик замера скорости коррозии), комплект регистрации данных и система регистрации и обработки данных Checkmate.

Рис. 3. Оборудование Microcor® на водоводе низкого давления АОСВ – БКНС Родниковка
Рис. 3. Оборудование Microcor® на водоводе низкого давления АОСВ – БКНС Родниковка
Рис. 2. Оборудование Microcor® на водоводе высокого давления КНС Самодуровская – ВРП-5
Рис. 2. Оборудование Microcor® на водоводе высокого давления КНС Самодуровская – ВРП-5
Рис. 5. Оборудование Microcor® на напорном нефтепроводе УПСВ Родниковская – ДНС Романовская
Рис. 5. Оборудование Microcor® на напорном нефтепроводе УПСВ Родниковская – ДНС Романовская
Рис. 4. Оборудование Microcor® на трубопроводе системы нефтесбора «Ефремо-Зыковское м/р – УПСВ Самодуровская»
Рис. 4. Оборудование Microcor® на трубопроводе системы нефтесбора «Ефремо-Зыковское м/р – УПСВ Самодуровская»

Комплект регистрации данных подключается к стандартному зонду, оборудованному датчиком скорости коррозии. От регистратора данные поступают в микрокомпьютер для обработки и передачи их на ПК. Оборудование Microcor® было установлено и испытано на следующих направлениях трубопроводов:

  • КНС Самодуровская – ВРП-5 (водовод высокого давления), УКК (узел контроля коррозии) № 1 (рис. 2);
  • АОСВ – БКНС Родниковка (водовод низкого давления), УКК № 2 (рис. 3);
  • Ефремово-Зыковское месторождение – УПСВ Самодуровская (нефтесборный коллектор), УКК №3, (рис. 4);
  • УПСВ Родниковская – ДНС Романовская (напорный нефтепровод), УКК №4, (рис. 5);
  • ДНС Романовка – УПН Пономаревка (напорный нефтепровод), УКК №5.
Рис. 6. График изменения скорости коррозии по УКК №1
Рис. 6. График изменения скорости коррозии по УКК №1
Рис. 7. График изменения скорости коррозии по УКК №3
Рис. 7. График изменения скорости коррозии по УКК №3
Рис. 8. График изменения скорости коррозии по УКК №4
Рис. 8. График изменения скорости коррозии по УКК №4
Рис. 9. График изменения скорости коррозии по УКК №5
Рис. 9. График изменения скорости коррозии по УКК №5
Рис. 10. Сравнение значений скорости коррозии, полученных методом «Гравиметрии» и Microcor по трубопроводу ДНС Романовская – УПН Пономаревская
Рис. 10. Сравнение значений скорости коррозии, полученных методом «Гравиметрии» и Microcor по трубопроводу ДНС Романовская – УПН Пономаревская

В данные трубопроводы ингибитор коррозии дозируется при помощи стационарных блоков реагентных хозяйств (БРХ).

В целом по результатам испытаний следует отметить, что оборудование работает надежно и соответствует требованиям охраны труда и промышленной безопасности. Система адекватно фиксирует все изменения, происходящие в потоке: увеличение или снижение концентрации ингибитора, коррозионной агрессивности среды (рис. 6-9).

Для оперативного регулирования объемов подачи ингибитора были подобраны оптимальные интервалы измерения скорости коррозии. В целом возможность быстрого замера скорости коррозии позволяет вовремя и в оперативном порядке проводить требуемые изменения.

По итогам ОПИ с помощью системы Microcor® нам удалось оптимизировать применение технологии ингибирования – подобрать оптимальные объемы подачи реагентов при помощи БРХ и интервалы обработок скважин ингибитором коррозии.

Необходимо также отметить, что рассчитанная посредством системы Microcor® средняя скорость коррозии в указанные периоды времени полностью сопоставима с показаниями, полученным методом гравиметрии (рис. 10).

В дальнейшем планируется использовать систему Microcor® для мониторинга водоводов ППД, а также для проведения промысловых экспресс-испытаний новых ингибиторов коррозии.

Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Перспективная инжиниринговая методика для предотвращения прихвата противопесочной системы заканчивания при спуске в скважины сложной 3D траектории
Отсутствие входного контроля – залог будущей аварии
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №10/2018

Инженерная практика

Выпуск №10/2018

Системы мониторинга и управления для мехфонда. Арматура. Трубопроводы. ППД. Ремонт скважин
Единый протокол ТМС и ЕТТ ПАО «ЛУКОЙЛ»ОПИ оптоволоконной системы датчиков в ГС после МГРПОПИ высокотемпературных ТМСВходной контроль трубопроводной и запорно-регулирующей арматурыДиагностический паспорт трубопроводной арматуры, автоматизация и интеллектуализацияБесконтактная диагностика трубопроводовАвтоматизация управления заводнением, энергоэффективность систем ППДЛиквидация поглощений при проведении РИР