Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru
  • Главная
  • Трубопроводный транспорт
  • Возможность применения ультразвуковых сенсоров для проведения мониторинга скорости коррозии на объектах сбора нефти и газа на примере АО «Самаранефтегаз»

Возможность применения ультразвуковых сенсоров для проведения мониторинга скорости коррозии на объектах сбора нефти и газа на примере АО «Самаранефтегаз»

Для нефтяных компаний одна из основных задач, связанных с поддержанием эффективности работы системы сбора и транспортировки нефти на производственных объектах с максимальными сроками эксплуатации, состоит в мониторинге коррозионной активности среды в трубопроводе и проведении мероприятий, направленных на снижение скорости коррозии.

В предлагаемой Вашему вниманию статье рассмотрена технология мониторинга скорости коррозии трубопроводов с использованием мобильных установок на основе ультразвуковых датчиков, обладающих помимо мобильности целым рядом прочих преимуществ. Предложенная система проходит испытания в АО «Самаранефтегаз».

29.10.2017 Инженерная практика №09/2017
Кинчаров Александр Иванович Заместитель начальника Управления эксплуатации трубопроводов – главный инженер АО «Самаранефтегаз»
Бельснер Михаил Вильгельмович Главный специалист ОИиНТ УЭТ АО «Самаранефтегаз»
Сидубаев Дмитрий Александрович Трубопроводчик линейный ЦЭРТ-2 АО «Самаранефтегаз»

В соответствии с требованиями «Правил по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов» [1] нефтепроводы, в которых происходит расслоение транспортируемой жидкости на фазы (нефть, вода, газ), а также транспортируются эмульсии типа «нефть в воде», и промысловые газопроводы подлежат ингибиторной защите от внутренней коррозии. В свою очередь проведение коррозионного мониторинга позволяет оценивать коррозионное состояние и качество ингибирования; получать рекомендации по коррекции мер защиты; а также устранять или уменьшать воздействие негативных факторов, влияющих на состояние трубопровода.

Большинство дочерних обществ ПАО «НК» Роснефть» в качестве основного способа контроля скорости коррозии объектов трубопроводного транспорта применяют гравиметрический метод. Суть данного метода состоит в определении средней скорости коррозии по величине потери массы образцом-свидетелем за время его экспозиции.

Гравиметрия – один из наиболее старых и наиболее точных методов анализа с погрешностью измерения порядка 0,0003 мм/год. Вместе с тем, гравиметрический метод обладает рядом недостатков. Во-первых, скорость коррозии во времени характеризуется, как правило, ниспадающей кривой, и при ее определении гравиметрическим методом ошибка может быть довольно значительной.

Во-вторых, применение гравиметрического метода требует периодической замены образцов-свидетелей, что ведет к значительным операционным затратам. Установка гравиметрических узлов производится при помощи устройства холодной врезки (УХВ), при этом нарушается целостность трубопровода, что ведет к дополнительным рискам отказов и утечек. Кроме того, продолжительность выдержки образцов-свидетелей для одного испытания превышает 30 суток, что не позволяет оперативно получать данные о скорости коррозии.

И, наконец, еще один недостаток гравиметрического метода состоит в отсутствии мобильности: узлы контроля коррозии (УКК) представляют собой стационарные объекты, перемещение которых на другие трубопроводы, как правило, требует замены участка, что требует дополнительных финансовых затраты и приводит к увеличению рисков отказа трубопровода.

Все вышеотмеченное свидетельствует о том, что применяемый в настоящее время метод не обеспечивает достаточной эффективности мониторинга коррозии.

Рис. 1. Ультразвуковой сенсор
Рис. 1. Ультразвуковой сенсор

УЛЬТРАЗВУКОВОЙ МЕТОД КОНТРОЛЯ КОРРОЗИИ

В АО «Самаранефтегаз» впервые в России была предложена мобильная система мониторинга коррозии, позволяющая использовать один комплекс оборудования на нескольких объектах без проведения работ по врезке измерительных узлов в трубопровод. Принцип действия системы заключается в определении скорости коррозии путем оценки уменьшения толщины стенки в местах расположения датчиков.

Помимо мобильности, рассматриваемая ультразвуковая система обладает рядом других заявленных преимуществ:

 

  • для установки и применения не требуется проникновения внутрь контролируемого трубопровода;
  • система основана на проверенных методах измерений и обладает высокой надежностью;
  • система поставляется во взрывозащищенном и арктическом исполнении;
  • возможна подземная и подводная установка измерительных датчиков;
  • возможна интеграция системы контроля коррозии в системы автоматизации в качестве одного из элементов «Умного месторождения»;
  • функционал системы включает все способы сбора и передачи данных: от записи вручную до коммуникаций со спутниковыми каналами связи.

Для объектов АО «Самаранефтегаз» рассмотрен и предложен вариант надземного исполнения ультразвуковых сенсоров в начале или в конце трубопровода на площадных объектах в антивандальном и взрывозащищенном исполнении.

Такая система может питаться от сети напряжением 220 В, что не потребует дополнительных затрат на обустройство линий электропередач. Для трубопроводов, отдаленных от площадных объектов, предлагается применять аккумуляторное питание. Емкость аккумуляторов позволят проводить непрерывный сбор данных о толщине стенки (один раз в три минуты) на протяжении полугода без необходимости подзарядки.

Рис. 2 Сенсоры, установленные в защитном кожухе
Рис. 2 Сенсоры, установленные в защитном кожухе

Ультразвуковые сенсоры могут обеспечить высокую разрешающую способность, которая позволит устанавливать скорость коррозии в течение 5-6 сут с малой погрешностью измерения. Точность контроля позволит оптимизировать расход химических реагентов и выявлять коррозию различных видов: общую, питтинговую и канавчатую коррозию, а также эрозию. Контроль развития выявленного дефекта позволит эффективно оценить работу программ подачи ингибиторов коррозии в реальном времени. УЗ-система проста в установке.

Рис 3. Пример установки сенсоров на отводе трубопровода
Рис 3. Пример установки сенсоров на отводе трубопровода

Установка одного узла занимает менее 30 мин и производится с использованием фиксирующих стальных ремней, длина которых варьирует от 2 до 5 м. Данная технология после доработки и подтверждения эффективности в ходе опытно-промысловых испытаний (ОПИ) предоставит возможность проведения мониторинга на трубопроводах любых диаметров.

Сочетание высокой скорости получения точных данных о внутренней коррозии и возможности быстрой переустановки системы может позволить охватить одним измерительным узлом до семидесяти объектов в год с целью проведения мониторинга коррозии.

Авторами впервые в России рассмотрен вариант повторной установки УЗ-датчиков на то же место через определенный промежуток времени для подтверждения данных о скорости коррозии. Переносной измерительный блок, входящий в состав системы, будет располагать возможностью накопления данных о толщине стенки, температуре перекачиваемой среды и скорости коррозии со всех объектов измерения и позволит проследить динамику изменения параметров.

Рис. 4. Установка ультразвуковых сенсоров
Рис. 4. Установка ультразвуковых сенсоров

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

При всех заявленных преимуществах ультразвуковая технология требует проверки и апробации, и в настоящий момент с целью подтверждения эффективности рассматриваемого метода специалисты АО «Самаранефтегаз» проводят ОПИ УЗ-системы, по результатам которых планируется провести сравнительный анализ с различными методами неразрушающего контроля. ПАО «НК «Роснефть» входит в число первых компаний в России, начавших испытания данной технологии.

В АО «Самаранефтегаз» авторами статьи проведены стендовые испытания, которые подтвердили возможность наземной установки датчиков и замера скорости коррозии.

Завершаются ОПИ УЗ-системы в подземном исполнении, предварительно специалисты говорят о сопоставимости замеров УЗ с УКК.

Предлагаемая технология, как и многое новое в нашей индустрии, требует отладки, и важно, что этот процесс начат в нашей Компании.

После получения положительных результатов ОПИ, а при необходимости – доработки, УЗ-система может быть рекомендована для применения как наиболее эффективная и требующая наименьших операционных затрат.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. РД 39-132-94. Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов, утвержденные приказом Минтопэнерго РФ № 10-03/337 от 30.12.93.
  2. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности, утвержденные приказом № 101 от 12.03.2013.
  3. П1-01.05 С-0038. Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке промысловых трубопроводов на объектах ОАО «НК «Роснефть» и его дочерних обществ, версия 1.00, утвержденные приказом ОАО «НК «Роснефть» № 422 от 20.09.13.
Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Насосное оборудование производства ООО «НКМЗ» для нефтяной промышленности
Применение малогабаритных внутритрубных индикаторов дефектов на объектах трубопроводного транспорта на примере АО «Самаранефтегаз»
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №09/2018

Инженерная практика

Выпуск №09/2018

Арматура устьевая, фонтанная и трубопроводная.Промысловые трубопроводы
Развитие нормативной и аналитической базы в области испытания и применения арматурных изделийРазработка, производство и испытания новых видов арматурных изделийПроизводство и нанесение антикоррозионных покрытийВнутритрубная диагностика трубопроводов, внедрение камер запуска очистных устройств новых типовМеханизированная добыча, энергообеспечение, метеорологическое обеспечениеПрименение AR-технологий при проектировании и эксплуатации месторожденийПовышение технологической и энергетической эффективности систем ППД