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.
![](https://glavteh.ru/wp-content/uploads/2017/01/strunkin-sergey-ivanovich-69x94.jpg)
![](https://glavteh.ru/wp-content/uploads/2017/12/malikov-sergeĭ-anatolevich-orenburgneft-66x94.png)
![](https://glavteh.ru/wp-content/uploads/2016/11/savickaya-elena-iosifovna-pao-orenburgneft-70x95.jpg)
![](https://glavteh.ru/wp-content/uploads/2017/12/antilov-vladimir-aleksandrovich-orenburgneft-67x94.png)
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®](http://glavteh.ru/wp-content/uploads/2017/06/ris.-1.-komplekt-oborudovaniya-microcor®-500x145.png)
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](http://glavteh.ru/wp-content/uploads/2017/06/ypa-350x193.png)
![Рис. 2. Оборудование Microcor® на водоводе высокого давления КНС Самодуровская – ВРП-5](http://glavteh.ru/wp-content/uploads/2017/06/ris.-2.-oborudovanie-microcor®-na-vodovode-350x218.png)
![Рис. 5. Оборудование Microcor® на напорном нефтепроводе УПСВ Родниковская – ДНС Романовская](http://glavteh.ru/wp-content/uploads/2017/06/ris.-5.-oborudovanie-microcor®-na-napornom-350x545.png)
![Рис. 4. Оборудование Microcor® на трубопроводе системы нефтесбора «Ефремо-Зыковское м/р – УПСВ Самодуровская»](http://glavteh.ru/wp-content/uploads/2017/06/ris.-4.-oborudovanie-microcor®-na-truboprovode-350x208.png)
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](http://glavteh.ru/wp-content/uploads/2017/06/ris.-6.-grafik-izmeneniya-skorosti-korrozii-po-ukk-№1-500x371.png)
![Рис. 7. График изменения скорости коррозии по УКК №3](http://glavteh.ru/wp-content/uploads/2017/06/ris.-8.-grafik-izmeneniya-skorosti-korrozii-po-ukk-№4-500x406.png)
![Рис. 8. График изменения скорости коррозии по УКК №4](http://glavteh.ru/wp-content/uploads/2017/06/ris.-7.-grafik-izmeneniya-skorosti-korrozii-po-ukk-№3-500x367.png)
![Рис. 9. График изменения скорости коррозии по УКК №5](http://glavteh.ru/wp-content/uploads/2017/06/ris.-9.-grafik-izmeneniya-skorosti-korrozii-po-ukk-№5-500x405.png)
![Рис. 10. Сравнение значений скорости коррозии, полученных методом «Гравиметрии» и Microcor по трубопроводу ДНС Романовская – УПН Пономаревская](http://glavteh.ru/wp-content/uploads/2017/06/ris.-10.-sravnenie-znacheniy-skorosti-korrozii-350x292.png)
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.
Для отправки комментария вам необходимо авторизоваться.