Организация и исполнение ингибирования коррозии промысловых трубопроводов

Размещено на http://www.allbest.ru/

ОАО "Газпром нефть" г. Москва

Методические указания

Организация и исполнение ингибирования коррозии промысловых трубопроводов



Сведения о методическом документе

ингибиторный трубопровод коррозия промышленный

1 Разработан Департаментом добычи нефти и газа Дирекции по добыче

2 Утвержден и введен в действие Распоряжением от 31.12.2009 №179-Р

3 Версия 1.0



Содержание

• Введение
• 1. Область применения
• 2. Нормативные ссылки
• 3. Термины и сокращения
• 4. Ингибиторная защита промысловых трубопроводов
• 4.1 Введение
• 4.2 Общие положения
• 4.3 Технология ингибиторной защиты
• 4.4 Эффективность ингибиторной защиты
• 5. Организация ингибиторной защиты
• 5.1 Общие положения
• 5.2 Принципы организации ингибиторной защиты. Разработка схемы ингибирования
• 5.3 Проектирование ингибиторной защиты. Разработка схемы ингибирования
• 5.4 Определение количества, исполнения и размещения точек контроля коррозии
• 5.5 Разработка системы документооборота и информационного обеспечения
• 5.6 Эксплуатация системы ингибиторной защиты
• 5.7 Управление ингибированием
• 5.8 Изменение параметров ингибирования
• 6. Ингибиторная защита типовых трубопроводных систем
• 6.1 Введение
• 6.2 Общие положения
• 6.3 Нефтегазопроводы
• 6.4 Напольные нефтепроводы
• 6.5 Водоводы
• 6.6 Промысловые газопроводы
• 7. Лабораторные испытания ингибиторов коррозии (ИК)
• 7.1 Общие положения
• 7.2 Планирование лабораторных испытаний ИК
• 7.3 Принципы лабораторных испытаний ИК
• 8. Опытно-промышленные испытания ингибиторов коррозии
• 8.1 Введение
• 8.2 Общие положения
• 8.3 Организация работ по ОПИ
• 8.4 Выбор объектов для проведения испытаний
• 8.5 Система ингибирования и мониторинга
• 8.6 Общие требования к проведению испытаний
• 8.7 Определение успешности ОПИ. Выводы по результатам испытаний
• 9. Контроль качества продуктов
• 9.1 Введение
• 9.2 Понятие качества ингибитора
• 9.3 Цели и задачи контроля качества ингибиторов
• 9.4 Система контроля качества
• 9.5 Экспертиза документации
• 9.6 Показатели качества ингибиторов и методы их определения
• 9.7 Проверка качества при подборе и применении ингибиторов
• 9.8 Отбор и хранение проб для контроля качества ингибиторов
• 10. Охрана труда, промышленная безопасность и охрана окружающей среды
• 10.1 Введение
• 10.2 Основные положения
• 10.3 Логистика
• 10.4 Мероприятия по закачке ингибиторов
• 10.5 Ликвидация розливов ингибиторов, утилизация отходов
• Библиография
• Приложение 1 (справочное)
• Приложение 2 (справочное)


Введение

Данные методические указания предназначены для описания пошагового интегрированного подхода к организации ингибиторной защиты и выполнения годовых программ ингибиторной защиты промысловых трубопроводов от коррозии.

Ингибиторная защита часто страдает от недооценки ее необходимости. Ее отсутствие не воспринимается как непосредственный риск для целостности трубопроводов и другого оборудования, вследствие чего ингибированием пренебрегают, отдавая приоритет другим экономическим и техническим потребностям.

Особенно серьезные проблемы создаются еще на стадии проектирования разработки и обустройства месторождений, когда система ингибирования не рассматривается как часть единой системы добычи и транспортировки нефти в процессе эксплуатации.

Раздел "Описание структуры и содержания документа" объясняет причины высокой актуальности вопроса организации ингибиторной защиты, устанавливает цели и области применения данного вида антикоррозионных мероприятий.

Раздел "Ингибиторная защита промысловых трубопроводов" содержит общие понятия, категории и определения, необходимые для понимания и описания технологического процесса.

Раздел "Организация ингибиторной защиты" посвящен вопросам проектирования и эксплуатации систем ингибиторной защиты.

В настоящее время существуют различные технологии для борьбы с коррозией: проектные технологические решения, применение коррозионностойких материалов или покрытий и ингибирование. В связи с этим, в разделе затрагивается вопрос принятия решения о применении ингибирования.

Приведены описания возможных конфигураций и методов эксплуатации систем ингибиторной защиты. Установлена необходимость регулярной оценки эффективности системы ингибиторной защиты и отчетность, требуемая для принятия правильных решений.

Оценка эффективности ингибиторной защиты базируется на методах контроля скорости коррозии (мониторинге коррозии), представляющих большую самостоятельную область деятельности. Поэтому в настоящих методических указаниях в обязательном порядке рассмотрены принципы мониторинга и обоснование его необходимости. Однако, в связи с безусловной важностью мониторинга коррозии, этим вопросам посвящен самостоятельный детальный документ М-01.04.04-03 "Методические указания по организации и исполнению программ мониторинга коррозии промысловых трубопроводов".

В Разделе "Ингибиторная защита типовых трубопроводных систем" приведены минимально-необходимые требования к организации ингибирования в типовых трубопроводных системах.

В разделе "Лабораторные испытания ингибиторов коррозии" описывается необходимость лабораторной оценки эффективности ингибиторов коррозии, описываются типичные структуры молекул ингибиторов коррозии, товарные формы ингибиторов коррозии, приводится механизм защитного действия ингибиторов коррозии. Рассматриваются механизм защитного действия ингибиторов и их свойства. Оцениваются методы моделирования механизмов коррозии и технологии ингибирования при лабораторной оценке эффективности ингибиторов для трубопроводных систем.

В разделе "Опытно-промышленные испытания (ОПИ)" приведены цели и задачи ОПИ; общие требования и принципы проведении ОПИ, область применения результатов ОПИ и выбор объектов, требования к ингибированию и системе контроля в процессе ОПИ, общая схема (типовые стадии) проведения ОПИ, определение успешности и выводы по результатам ОПИ, типовая программа ОПИ.

В разделе "Контроль качества продуктов" - необходимость контроля качества ингибиторов коррозии, цели и задачи контроля виды контроля качества, требования к документации, подтверждающей качество ингибитора коррозии, показатели качества ингибиторов коррозии, требования к отбору образцов (проб) ингибиторов коррозии, процесс контроля качества при подборе ингибиторов, проведении ОПИ и промышленном применении.

В разделе "Охрана труда, промышленная безопасность и охрана окружающей среды" приведены факторы опасности технологического процесса ингибирования коррозии, мероприятия, обеспечивающие охрану труда и промышленную безопасность при поставке, хранении и применении ингибиторов коррозии.

• 
• 1. Область применения
• Настоящий методический документ является составной частью СК-01.04.04 "Управление целостностью промысловых трубопроводов" (далее - СК-01.04.04).

Цель методических указаний - предоставить указания для предприятий Компании по выбору и применению ингибиторов коррозии наиболее эффективным, надежным и последовательным образом, что обеспечит целостность трубопроводов и оптимизирует экономику эксплуатационного обслуживания.

Положения настоящего методического документа подлежат соблюдению в Компании, и её структурных подразделениях с момента введения методики в действие.

Настоящий методический документ рекомендуется для применения в дочерних и зависимых обществах Компании.

Область применения методических указаний показана в Таблице 1.

Таблица.1 Область применения

Оборудование - Промысловые трубопроводы, оборудование для закачки ингибиторов и мониторинга коррозии
Среды - CO2 и H2S-содержащие промысловые среды
Химреагенты - Пленкообразующие органические ингибиторы (водо/нефтерастворимые или диспергируемые)
Совместимость - Попутно добываемая минерализованная вода, ингибиторы солеотложения, биоциды, поглотители кислорода, метанол, деэмульгаторы, ингибиторы АСПО
Технологические процессы - Добыча, транспорт и подготовка нефти и газа
Общие вопросы - Планирование - Испытания и выбор ингибиторов - Проектирование систем ингибирования - Требования к получению/накоплению данных - Эксплуатация и техническое обслуживание - Анализ эксплуатационных показателей (КИД и КПЭ)

В методических указаниях основной акцент сделан на ингибиторную защиту промысловых трубопроводов.

Вопрос ингибирования коррозии наружных поверхностей и борьба с коррозией внутренних поверхностей другими способами выходит за рамки данного документа.

В методических указаниях рассматривается ингибирование коррозии с помощью пленкообразующих органических ингибиторов (водо- или нефтерастворимых/диспергируемых). Затронуты в основном вопросы CO2 коррозии и, в меньшей степени, H2S-коррозии. Эти типы коррозии в подавляющем большинстве случаев являются причиной применения ингибиторной защиты.

Однако следует подчеркнуть, что бактериальная коррозия и коррозия, осложненная присутствием кислорода, также часто встречаются в системах добычи и транспортировки нефти, и борьба с ними важна.

Поэтому в будущих редакциях методических указаний могут быть освещены другие виды противокоррозионной защиты, которые близко связаны с ингибиторной защитой, но существенно отличаются в плане проектирования, выбора и применения: использование поглотителей кислорода и бактерицидов.

Применение

Указания должны применяться как для вновь сооружаемых, так и для существующих объектов во всех случаях, когда углеродистая сталь подвергается воздействию коррозионной среды.



2. Нормативные ссылки

ПК-16.00-01 Политика в области промышленной безопасности, охраны труда и окружающей среды

М-01.04.04-01 Методические указания по формированию и исполнению программ надежности промысловых трубопроводов

М-01.04.04-03 Методические указания по организации и исполнению программ мониторинга коррозии промысловых трубопроводов

М-01.04.04-05 Методические указания по оценке рисков промысловых трубопроводов для формирования программ надежности

КТ-04 Термины и сокращения.



3. Термины и сокращения

В методических указаниях используются термины и сокращения, определенные в каталоге КТ-04, а также следующие термины и сокращения.

Ингибиторная защита: широко распространенный метод борьбы с коррозией внутренней поверхности трубопроводов из углеродистой стали при добыче, транспортировке и переработке нефти.

Примечание - Ингибиторная защита имеет большую историю успешного применения. Общепризнано, что при правильном выборе, применении и мониторинге ингибиторы эффективно подавляют коррозию.

Ингибиторная защита трубопроводов: технологический процесс нанесения и поддержания в работоспособном состоянии защитной "пленки" на внутреннюю металлическую поверхность трубопроводов, основной особенностью которого является возможность управления и перенастройки без необходимости остановки транспорта и изменения конфигурации трубопроводной системы.

Индекс Подачи (ИП) ингибитора: доля времени, в течение которого дозировка ингибитора была не ниже заданной.

Сплошная коррозия: Коррозия, охватывающая всю поверхность металла [1]

Равномерная коррозия: Сплошная коррозия, протекающая с одинаковой скоростью по всей поверхности металла [1]

Неравномерная коррозия: Сплошная коррозия, протекающая с неодинаковой скоростью на различных участках поверхности металла [1]

Местная (локальная) коррозия: Коррозия, охватывающая отдельные участки поверхности металла [1]

Точечная коррозия (Питтинг): Местная коррозия металла в виде отдельных точечных поражений [1]

Коррозионная язва: Местное коррозионное разрушение, имеющее вид отдельной раковины [1]

Коррозионное растрескивание: Коррозия металла при одновременном воздействии коррозионной среды и внешних или внутренних механических напряжений растяжения с образованием транскристаллитных или межкристаллитных трещин [1]

Коррозия под напряжением: Коррозия металла при одновременном воздействии коррозионной среды и постоянных или переменных механических напряжений [1]

Коррозионная усталость: Понижение предела усталости металла, возникающее при одновременном воздействии циклических растягивающих напряжений и коррозионной среды [1]

Ингибитор коррозии (ИК): Вещество, которое при введении в коррозионную среду (в незначительном количестве) заметно снижает скорость коррозии металла [1]

Действующее вещество ингибиторной композиции: Химическое соединение, непосредственно отвечающее за снижение скорости коррозии. Как правило, снижение скорости коррозии происходит за счет адсорбции на активных центрах металлической поверхности. Вследствие этого снижается скорость катодной или/и анодной стадии электрохимической коррозии.

Защитная "пленка": Полимолекулярный адсорбционный слой молекул действующего вещества на поверхности металла.

Растворимость ингибитора: Параметр, определяющий образование истинных или коллоидных растворов ингибитора с водной или углеводородной средами. Ингибиторы могут быть растворимыми, диспергируемыми или нерастворимыми в водной или углеводородной фазах.

Межфазное распределение: Способность действующего вещества перераспределяться между водной и углеводородной фазами и накапливаться в них. Распределение зависит от химического состава ингибиторной композиции и соотношения водной и углеводородной фаз. Следует различать растворимость и распределение. Так, даже если ингибитор хорошо растворим в воде, это еще не означает, что в водо-нефтяной среде он будет хорошо перераспределяться в водную фазу и обладать в ней высокой защитной способностью

Эффективность ингибирования: Достижения основных заданных целевых параметров.

Степень защиты: Оценка эффективности выбранного метода защиты от коррозии [1]

Мониторинг ингибирования: Отслеживание ряда параметров, необходимых для эффективного снижения скорости коррозии трубопроводов при ингибировании

Мониторинг коррозии: Применение любого метода или их комбинации, которые позволяют оценить или измерить скорость коррозии действующего трубопровода (оборудования) или коррозионную агрессивность среды

Индекс Подачи ингибитора: Характеристика качества исполнения мероприятий и операций по подаче ингибитора в систему.

Качество ингибитора: Определяется соответствием показателей заявленных в документации на ингибитор фактическим и соответствия защитных свойств требуемым.



4. Ингибиторная защита промысловых трубопроводов

4.1 Введение

В настоящем разделе:

- дано определение ингибиторной защиты;

- определены цели и задачи ингибирования;

- определен подход к определению принципиальной возможности применения ингибиторов коррозии;

- определен порядок разработки технологии ингибирования;

- дано определение Индекса Подачи ингибитора;

- дано определение системы контроля ингибирования;

- определены параметры, характеризующие эффективность ингибирования.

4.2 Общие положения

Происхождение коррозионных разрушений и антикоррозионные мероприятия

Одной из основных причин нарушения целостности промысловых трубопроводов является их коррозионный износ вследствие агрессивного воздействия транспортируемых сред. В подавляющем большинстве случаев коррозия промысловых трубопроводов протекает по электрохимическому механизму, что возможно только при условии того, что их металл контактирует с водными минерализованными средами.

Водная фаза промысловых сред, как правило, характеризуется высокой коррозионной агрессивностью. Основной причиной этого является наличие в ее составе растворенных коррозионно-агрессивных компонентов: углекислого газа, кислорода, сероводорода, механических примесей и микроорганизмов. Эти компоненты являются основными факторами риска коррозии промысловых трубопроводов.

Существуют и другие факторы риска коррозии трубопроводов - режим транспортирования, температура, состояние поверхности металла трубопровода и т.д. Эти факторы могут оказывать влияние на скорость коррозии - в некоторых случаях они могут снижать или повышать ее. Но независимо от этого, принципиальная возможность и опасность коррозии промысловых трубопроводов определяется наличием в составе транспортируемых по ним сред водной фазы. Можно с большой степенью уверенности сказать, что если в составе транспортируемой продукции присутствует вода, то металл трубопровода будет корродировать. Рано или поздно это приведет к выходу его из строя. Избежать этого можно только путем применения антикоррозионных мероприятий.

Необходимость антикоррозионных мероприятий определяется экономической стратегией, результатом которой является принятие Компанией системы оценки рисков отказов промысловых трубопроводов и их ранжирование. При этом в соответствии с М-01.04.04-05 учитываются как непосредственно опасность аварии трубопровода по причине внутренней коррозии, так и возможные последствия этой аварии. На основании установленных таким образом приоритетных трубопроводных систем определяются объемы антикоррозионных мероприятий и очередность их проведения.

1.1.1 Ингибиторная защита

1.1.1.1 Ингибиторная защита, как разновидность антикоррозионных мероприятий, является методом торможения (снижения скорости) коррозии промысловых трубопроводов. Метод основан на применении химических реагентов - ингибиторов коррозии, которые способны образовывать на поверхности металла трубопроводов защитную "пленку", или "слой", тем самым, снижая скорость его коррозии.

1.1.1.2 Ингибиторная защита обладает следующими достоинствами:

- управляемостью процесса снижения скорости коррозии и возможностью гибкого реагирования на изменение коррозионной ситуации;

- возможностью замедлять коррозионное разрушение трубопроводов бывших в эксплуатации;

- сравнительно невысокими капитальными затратами;

- возможностью одновременной защиты практически всех типов промыслового оборудования: трубопроводов, оборудования объектов подготовки нефти и воды.

1.1.1.3 Цели ингибирования зависят от текущего состояния защищаемых трубопроводных систем:

- для новых трубопроводов - обеспечение их безаварийной эксплуатации в течение всего срока службы;

- для бывших в эксплуатации безаварийных трубопроводов - продление срока службы до даты вывода из эксплуатации;

- для аварийных трубопроводов - снижение аварийности или стабилизация ее на приемлемом уровне.

Достижение поставленных целей возможно:

- если применяемый ингибитор эффективно снижает скорость коррозии в условиях характерного для трубопровода механизма коррозии;

- если ингибитор доставляется ко всей поверхности металла защищаемых трубопроводов;

- если поддерживается целостность защитной "пленки" на поверхности металла трубопроводов.

Принятие решения о применении ингибиторной защиты

Перед принятием решения о внедрении ингибирования необходимо рассмотреть альтернативные методы антикоррозионной защиты. Применительно к промысловым трубопроводам, альтернативой ингибированию являются применение труб в коррозионно-стойком исполнении и внутренние защитные покрытия. Во многих случаях данные методы позволяют значительно снизить риски аварий. Однако в отличие от ингибиторной защиты они требуют значительных капитальных затрат.

Поэтому выбор между этими методами антикоррозионной защиты должен быть обоснован с экономической точки зрения. Методология выбора метода антикоррозионной защиты, основанная на экономических показателях, описана в М-01.04.04-01.

Для принятия к рассмотрению ингибирования в качестве метода защиты необходимо в первую очередь удостоверится в его принципиальной применимости для рассматриваемых трубопроводных систем. Опыт показывает, что в подавляющем большинстве случаев ингибиторная защита позволяет снизить скорость коррозии трубопроводов до приемлемого уровня. Но у данного метода защиты существуют и ограничения. Они связаны с затруднением или невозможностью воздействия ингибиторов на снижение скорости коррозии, протекающей по некоторым механизмам.

Поэтому для того чтобы сделать окончательный выбор в пользу ингибиторной защиты необходимо установить принципиальную возможность ее применения для снижения скорости коррозии конкретных трубопроводных систем. Для этого необходимо:

- провести анализ статистика отказов;

- выявить механизм коррозии;

- провести анализ технологических характеристик трубопроводной системы;

- провести лабораторные и опытно-промышленные испытания ингибиторов.

В случае если целесообразность антикоррозионных мероприятий установлена, и принципиальная возможность применения ингибиторов подтверждена, то их применение для снижения рисков коррозии обязательно (при наличии экономического обоснования применения ингибиторной защиты по сравнению с другими методами). В случае отказа от применения ингибиторов коррозии, риски аварий не снижаются. При этом возникают риски возможных санкций за последствия аварий.

Таким образом, ответственность за возможные санкции и риски, связанные с повышенной аварийностью, лежит на лицах, принявших решение об отказе от ингибиторной защиты.

4.3 Технология ингибиторной защиты

Технологические способы подачи ингибиторов

Первым этапом внедрения ингибирования является разработка технологии ингибирования. Под технологией ингибирования понимается оптимальное количество и размещение точек ввода ингибитора и способы его подачи в систему.

Размещение точек ввода ингибитора в систему должно быть таким, что особенно важно для разветвленных трубопроводных систем, чтобы обеспечить доступ ингибитора ко всей поверхности металла защищаемых трубопроводов. При этом необходимо учесть, что в любой трубопроводной системе существуют критические участки, защите которых необходимо уделять особое внимание. Такими участками являются:

- участки с повышенной скоростью коррозии;

- участки, на которых вследствие воздействия каких-либо неблагоприятных факторов может снижаться эффективность ингибирования;

- наиболее ответственные участки трубопроводной сети, обеспечивающие производственную деятельность предприятий (цехов) и не имеющие дублирующих трубопроводов;

- экологически значимые участки.

Подача ингибиторов в трубопроводные системы может осуществляться с использованием двух технических приемов (методов ингибирования):

- постоянного дозирования ингибитора в поток транспортируемой жидкости;

- периодической обработки.

При постоянном дозировании транспортируемая по трубопроводу продукция используется в качестве носителя ингибитора. Формирование и поддержание защитной "пленки" осуществляется за счет диффузии действующего вещества ингибитора из объема жидкости на поверхность металла стенки трубопровода.

Быстрота формирования защитной "пленки" на поверхности металла трубопроводов зависит от величины дозировки ингибитора. Ее устойчивость на поверхности защищаемого металла зависит, прежде всего, от свойств ингибитора и от гидродинамических параметров перекачки. Целостность пленки - от ее поддержания в работоспособном состоянии за счет регулярной подпитки ингибитором, т.е. от стабильности поступления ингибитора в трубопроводную систему.

Поддерживаемая дозировка ингибитора должна обеспечивать снижение скорости коррозии металла трубопровода до приемлемого уровня. Она подбирается при опытно-промышленных испытаниях и уточняется в процессе применения на конкретном трубопроводе.

При периодическом дозировании предпочтительно, чтобы защитная "пленка" наносилась при непосредственном контакте поверхности металла трубопровода с товарной формой ингибитора или ее концентрированным раствором. Для этого ингибитор в товарном виде или в виде концентрированного раствора периодически подается в трубопровод. В данной технологии должны использоваться ингибиторы, обладающие эффектом "последействия" - способностью достаточно длительный период (в течение времени "последействия") сохранять эффективную защитную "пленку" на поверхности металла без необходимости дополнительного поддержания ее целостности. Наиболее длительным последействием будут обладать ингибиторы, не обладающие растворимостью ни в воде, ни в нефти. Очевидно, что для данной технологии критичным является качество "подготовки" внутренней поверхности трубопровода для ее хорошего смачивания применяемым ингибитором. Интервал времени между периодическими обработками и не должен превышать времени последействия применяемого ингибитора, которое определяется в процессе опытно-промышленных испытаний и уточняется в процессе применения на конкретном трубопроводе методами специально спроектированного мониторинга коррозии.

Соблюдение технологии ингибиторной защиты

В соответствии с определением ингибирования, данным в п 4.2.2, одним из условий эффективного снижения скорости коррозии является поддержание защитной "пленки" ингибитора на поверхности металла трубопровода.

На практике, как показано на рисунке 1 при ингибировании могут быть периоды, когда поддержание защитной "пленки" не обеспечивается. Для технологии постоянного дозирования это периоды времени, когда дозировка ингибитора была ниже требуемой. При технологии периодического дозирования это время когда были отклонения от периодичности обработок. В указанные промежутки времени эффективность ингибирования может быть недостаточной.

Одной из характеристик, определяющих постоянство защитной "пленки" ингибитора, является Индекс Подачи ингибитора.

Наряду с Индексом Подачи для характеристики соблюдения технологии используется термин "Доступность ингибирования", или просто "Доступность". В этом случае пользуются величиной доли, выраженной в процентах, т.е. ИП равный 0,5 соответствует 50%-ному уровню Доступности.

Обеспечить величину Индекса Подача, равную 1, технически сложно, а иногда и невозможно. С ростом уровня ИП пропорционально растут и затраты на ингибирование и его контроль. Поэтому для каждого трубопровода с учетом степени его технологической значимости и рисков при эксплуатации задается приемлемый уровень ИП, или требуемый ИП.

Технология ингибирования должна включать в себя такую совокупность количества определенных операций и мероприятий и графика их исполнения, строгое исполнение которых позволит обеспечить требуемую доступность ингибирования.

ИП является очень важным параметром, т.к. судить о результативности и эффективности ингибиторной защиты можно только при условии обеспечения технологического процесса таким образом, что фактический ИП соответствует требуемому (заданному) уровню.

Рисунок 1. Определение Индекса Подачи для постоянного и периодического дозирования ингибитора

Требуемый ИП ингибитора достигается за счет правильной организации ингибирования. Все операции и мероприятия при ингибировании должны проводиться своевременно и в требуемом объеме. Для этого необходима инфраструктура, предусматривающая планирование и учет движения технических средств, информации и людей, задействованных в технологическом процессе ингибирования. Для того чтобы данная инфраструктура функционировала, необходимо иметь эффективную систему документооборота.

4.4 Эффективность ингибиторной защиты

Система мониторинга ингибирования коррозии трубопроводов

Промысловые трубопроводы характеризуются нестабильностью своих технологических характеристик. В процессе их эксплуатации может происходить изменение состава транспортируемой продукции, режимов течения и т.д. Следствием этого является постоянное изменение коррозионных факторов и скорости коррозии. В некоторых случаях это может привести к снижению эффективности ингибирования.

Кроме технологических существуют и другие факторы, которые влияют на эффективность ингибирования - организационный, человеческий и т.п.

Многие из этих факторов имеют непредсказуемый характер, спрогнозировать их влияние на эффективность ингибирования достаточно сложно. Поэтому необходимо иметь систему, которая позволит отслеживать влияние различного рода неблагоприятных факторов и своевременно корректировать технологию ингибирования. Такой системой является система мониторинга ингибирования. Она включает в себя:

- контроль закачки ингибитора;

- контроль качества ингибиторов коррозии.

- мониторинг скорости коррозии.

Группы параметров для оценки эффективности ингибирования

Эффективность ингибирования и сам технологический процесс оцениваются по результатам достижения основных целевых параметров и по полноте и качеству исполнения основных операций и мероприятий по защите. В качестве целевых параметров используются параметры, определяющие эффективность снижения скорости коррозии. В качестве параметров, характеризующих сам процесс, используются показатели "стабильности" его исполнения.

Таблица 2. Целевые параметры при ингибировании

Целевой параметр	Метод контроля	Характеристика
Скорость коррозии	Образцы-свидетели, датчики коррозии	Определяет эффективность снижения скорости коррозии исходя из предположения, что если снижается скорость коррозии образцов или датчиков коррозии, то должна снижаться и скорость коррозии металла трубопроводов. В большинстве случаев данная предпосылка верна, но для того чтобы в этом удостовериться и количественно оценить скорость коррозии трубопровода необходимо дополнительно контролировать толщину стенки.
Целевой параметр	Метод контроля	Характеристика
Потеря толщины стенки	Методы неразрушающего контроля	Определяется на опасных участках с повышенной скоростью коррозии. Характеризует фактическую скорость коррозии металла трубопроводов.
Степень защиты	Расчетная величина по данным контроля скорости коррозии	Характеризует эффективность снижения скорости коррозии при ингибировании.
Остаточное содержание ингибитора коррозии	Химический анализ	Позволяет количественно оценить: - наличие ингибитора на критических участках системы; - наличие ингибитора в коррозионно-агрессивной фазе (межфазное распределение); - постоянство присутствия ингибитора в системе.



Наибольшую практическую ценность для оперативной оценки эффективности ингибирования имеет совокупность данных по скорости коррозии и остаточному содержанию. Это позволяет удостовериться в том, что ингибитор находится в системе в нужной концентрации, его присутствие постоянно и обеспечивается требуемое снижение скорости коррозии.

Если надежные данные по скорости коррозии отсутствуют, то остаточное содержание не является надежной характеристикой эффективности ингибирования. Оно в данном случае является характеристикой текущего значения Индекса Подачи ингибитора. Например, если постоянно фиксируются низкие значения остаточного содержания в водной фазе, то это может свидетельствовать о недостаточной дозировке или о том, что ингибитор недостаточно перераспределяется в водную фазу. Если выявлены резкие скачки остаточного содержания или тенденция к его снижению, то это является индикатором несоблюдения режима закачки или изменения технологических характеристик трубопровода.

Целевые параметры являются реактивными, т.е. они позволяют констатировать уже свершившийся факт - определить эффективность снижения скорости коррозии за какой-то прошедший период времени. Они могут использоваться в качестве Ключевых Параметров Эффективности (КПЭ)

Для обеспечения возможности оперативного управления эффективностью ингибирования необходимо использование проактивных параметров контроля. В качестве таких параметров используются Ключевые Индикаторы Деятельности (КИД). КИД являются характеристиками полноты и качества выполнения отдельных операций и мероприятий при ингибировании. По величине этих показателей можно регулярно отслеживать наличие отклонений от заданной технологии и своевременно ее корректировать.

Следующие группы КПЭ и КИД достаточны для оценки:

- эффективности снижения скорости коррозии;

- организации процессов при ингибировании;

- обеспечения охраны труда, техники безопасности и охраны окружающей среды при ингибировании.



5. Организация ингибиторной защиты

5.1 Общие положения

Данный раздел посвящен вопросам проектирования и эксплуатации ингибиторной защиты.

В пункте "Принципы организации ингибиторной защиты. Разработка схемы ингибирования" определены стадии ингибирования и их взаимосвязь.

В пункте "Проектирование ингибиторной защиты. Разработка схемы ингибирования" основные стадии разработки системы ингибиторной защиты описаны подробно.

В пункте "Эксплуатация системы ингибированной защиты" даны основные требования к исполнению основных мероприятий и операций при ингибировании.

В пункте "Эффективность и управление ингибированием" определены основные принципы оценки эффективности ингибиторной защиты и меры по ее повышению.

5.2 Принципы организации ингибиторной защиты. Разработка схемы ингибирования

Ингибиторная защита включает в себя следующие стадии:

- проектирование;

- эксплуатация;

- управление.

В процессе проектирования разрабатывается технология ингибирования, определяются основные мероприятия и операции которые необходимо выполнять для достижения эффективного снижения скорости коррозии. Определяются основные параметры, которые контролируются в процессе ингибирования и задается периодичность их контроля. Результатом данной стадии является регламент ингибиторной защиты.

В процессе эксплуатации происходит исполнение запланированных мероприятий, систематизация полученных результатов.

В процессе управления определяется эффективность достижения целевых параметров, объем и полнота исполнения основных мероприятий и операций. По результатам этого вносятся коррективы в схему ингибиторной защиты и в организацию работ при ингибировании.

Схема взаимосвязи основных стадий при ингибировании представлена на рисунке 2. Более подробно все стадии ингибирования описаны в п.5.3 - 5.7 данного раздела.

Рисунок 2. Общая схема процесса ингибирования

5.3 Проектирование ингибиторной защиты. Разработка схемы ингибирования

Основные этапы

Проектирование включает в себя следующие этапы:

- анализ технологических характеристик трубопроводных систем;

- определение механизмов коррозии и критических участков трубопроводных систем;

- оценка технической возможности ингибирования;

- определение количества и размещения точек ввода ингибитора;

- определение технологических приемов ингибирования;

- определение периодичности проведения мероприятий и операций по ингибированию;

- определение количества, исполнения и размещения точек контроля коррозии;

- разработка системы документооборота и информационного обеспечения.

Результатом проектирования является схема ингибиторной защиты - документ, в котором отражены результаты всех перечисленных этапов.

Анализ характеристик трубопроводных систем

Задачи этапа анализа характеристик трубопроводов:

- определение механизма коррозии;

- определение критических участков трубопроводов;

- определение требуемого индекса подачи ингибитора.

Определение механизма коррозии

Под термином "механизм коррозии" подразумевается совокупность факторов, имеющих как химическую природу (механизм коррозии в "классическом" понимании - углекислотный, сероводородный, смешанный и т.п.), так и связанных с технологическими особенностями эксплуатации трубопровода (скорость и структура потока, различные возмущения в характеристиках потока связанные с какими-либо технологическими операциями на сопряженных объектах). "Механизм коррозии" определяет причины, скорость коррозии трубопровода, локализацию и характер коррозионных повреждений.

Знание механизма коррозии необходимо для правильного выбора ингибитора коррозии (см. раздел 7) и определения оптимальной системы ингибирования.

Механизм коррозии определяется следующими факторами, которые необходимо оценить перед проектированием ингибиторной защиты:

- Химический состав транспортируемой продукции:

- Водородный показатель (рН);

- Концентрация углекислого газа;

- Концентрация сероводорода;

- Концентрация кислорода;

- Ионный состав водной фазы;

- Биозараженность;

- Компонентный состав газовой фазы;

- Компонентный состав жидкой углеводородной фазы.

- Фазовый состав продукции:

- Доля воды;

- Доля газа;

- Концентрация механических примесей.

- Характеристики потока:

- Расход продукции;

- Скорость потока;

- Структура потока;

- Наличие протяженного водного подслоя;

- Наличие местных водных скоплений;

- Возможность попеременного смачивания;

- Технологические характеристики:

- Температура;

- Давление;

- Возможность попадания технологических жидкостей.

- Характеристики коррозии:

- Аварийность по причине внутренней коррозии;

- Скорость коррозии по данным неразрушающего контроля;

- Скорость коррозии по результатам мониторинга коррозии;

- Расчетная скорость коррозии;

- Локализация коррозионных дефектов по сечению трубы и по трассе трубопровода.

На этом же этапе определяются основные требования к ингибиторам коррозии:

- по эффективности в условиях углекислотной, сероводородной, кислородной или смешанной коррозии;

- по технологическим характеристикам.

Оценка технической возможности ингибирования

Для предварительной оценки возможности применения ингибиторов можно использовать данные таблицы 3. Более точно оценить возможность ингибирования можно по результатам лабораторного тестирования и опытно-промышленных испытаний, которые детально описано в разделах 7 и 8 настоящих указаний.

Таблица 3. Предварительная оценка возможности применения ингибиторов

Фактор	Интервал значений	Возможность применения ингибиторов	Примечания
Растворенный углекислый газ	Парциальное давление СО2	+	Ограничения не установлены
Растворенный сероводород	Давление больше 18 атм.; Мольная концентрация сероводорода в газе больше 0,02 %.	+/-	Возможно сульфидное растрескивание под напряжением. Для определения возможности ингибирования необходимо проведение оценки эффективности ингибирования для нагруженных металлических образцов.
	Парциальное давление сероводорода больше 0,5 атм.	+/-	Возможно водородное охрупчивание. Для определения возможности ингибирования необходимо проведение оценки наводораживания металлических образцов в присутствии ингибиторов коррозии.
Растворенный кислород	<20 ppb (мкг/л)	+
	от 20 ppb до 1,5 ppm	+/-	Ингибирование возможно при условии подбора ингибитора, не чувствительного к наличию кислорода в указанных концентрациях. Более целесообразно одновременное удаление кислорода и ингибирование.
	> 1,5 ppm (г/л)	-	Ингибирование возможно только при условии удаления кислорода.
Содержание воды, %	0 - 5	+/-	Если трубопровод не очень ответственен, и коррозионная агрессивность транспортируемой продукции невысокая, то достаточно периодически удалять водные скопления.
	> 5	+
Скорость потока, м/сек	менее 5	+
	5 - 20	+/-	Необходим подбор ингибиторов коррозии в условиях повышенных напряжений сдвига.
	Более 20	-	Высокая вероятность гидроабразивного нарушения целостности защитной "пленки". Требуются очень высокие дозировки ингибитора, что не всегда экономически целесообразно.
Температура, єС	10 - 90	+
	> 90	+/-	Необходимы дополнительные лабораторные исследования в условиях повышенных температур.
Опасность биокоррозии		+/-	Необходимо совместное применение ингибиторов коррозии и бактерицидов.



Определение критических участков трубопроводов

Участки с повышенной скоростью коррозии определяются особенностью механизма коррозии рассматриваемой трубопроводной системы:

- участки с повышенным уровнем аварийности;

- участки со значительным коррозионным износом (по данным неразрушающего контроля);

- участки с расслоенной структурой потока;

- участки, по которым транспортируется продукция с повышенной концентрацией коррозионно-агрессивных компонентов (кислорода, углекислого газа, сероводорода, механических примесей и т.п.);

- участки, на которых возможно образование водных скоплений;

- участки с опасностью гидроабразивного износа.

Знание критических участков трубопроводных систем важно для дальнейшей разработки технологии ингибирования и мониторинга. Технология ингибирования должна обеспечивать снижение скорости коррозии всей внутренней поверхности трубопроводов, уделяя особое внимание защите участков с максимальными скоростями коррозии. На этих участках в обязательном порядке должен проводиться контроль скорости коррозии и толщины стенки (Более подробно процесс контроля скорости коррозии описан в М.01.04.04-03).

При проектировании технологии ингибирования необходимо учитывать, что существуют участки, на которых вследствие влияния различного рода неблагоприятных факторов эффективность ингибирования может снижаться. Причем они могут не совпадать с участками опасными с точки зрения высокой интенсивности коррозии.

Эффективность ингибирования может снижаться за счет следующих факторов:

- недостаточного перераспределения ингибитора коррозии в водную фазу;

- нецелевой потери ингибитора вследствие адсорбции на поверхности различного рода загрязнений или технологических отложений;

- образования скоплений технологических жидкостей содержащих растворенный кислород и коррозионно-агрессивные микроорганизмы;

- затруднения доступа ингибитора к поверхности металла вследствие образования на ней отложений солей, парафинов и т.д.;

- нарушения целостности защитной "пленки" вследствие гидроабразивного воздействия транспортируемой продукции;

- др.

В некоторых случаях полезно удалить фактор, снижающий эффективность, например при периодической очистке полости трубы и поверхности металла при помощи внутритрубных снарядов, удалении растворенного кислорода и механических примесей.

При проектировании ингибиторной защиты необходимо чтобы совокупность свойств ингибитора и технологии его применения обеспечивала приемлемо низкую скорость коррозии на участках обоих типов. Критические участки системы должны быть в обязательном порядке оснащены средствами контроля эффективности ингибирования.

Полный перечень контролируемых параметров и методы контроля приведены в в М.01.04.04-03. Подходы к определению критических участков в типовых трубопроводных системах подробно описаны в разделе 6 "Ингибиторная защита типовых трубопроводных систем" настоящих методических указаний.

Определение требуемого Индекса Подачи ингибитора

Чем более ответственен трубопровод, тем более высокие требования предъявляются к эффективности его защиты. Одной из характеристик, предопределяющих эффективность ингибирования, является Индекс Подачи ингибитора. Но с увеличением значения Индекса Подачи увеличиваются и затраты на ингибирование. Это необходимо учитывать при проектировании ингибиторной защиты. Высокие значения Индекса Подачи необходимо задавать для наиболее ответственных трубопроводов, эксплуатация которых без ингибиторной защиты сопряжена со значительными рисками. Степень риска определяется в соответствии с М-01.04.04-05 "Методические указания по оценке рисков промысловых трубопроводов для формирования программ надежности".

Целевые значения Индекса Подачи для трубопроводов компании принимается в пределах от 0,80 до 0,95 и зависят от рисков при эксплуатации трубопроводов. Требуемые значения Индексов Подачи в зависимости от ответственности трубопроводов приведены в таблице 4.

Независимо от ответственности трубопроводов, в начальный период ингибирования, когда происходит оптимизации технологии защиты, требуемый Индекс Подачи составляет 0,95 и более.

Таблица 4. Требуемый Индекс Подачи в зависимости от рисков при эксплуатации трубопроводов без ингибиторной защиты

РИСКИ	Средние	Высокие	Очень высокие
Индекс подачи	? 0,8	? 0,9	? 0,95
Время, в течение которого допустимо нарушение технологии ингибирования, сут: - в месяц - в год	6 72	3 36	1 12

Определение размещения и количества точек ввода ингибитора в трубопроводную систему

Количество и расположение точек ввода ингибитора должно быть таким, чтобы обеспечить поступление ингибитора на все участки защищаемой трубопроводной системы. При этом необходимо учитывать расположение и количество критических участков, защите которых необходимо уделять повышенное внимание.

Возможные точки ввода ингибитора в систему промысловых трубопроводов представлены на рисунке 3, а их краткие характеристики приведены в таблице 5. Из данных рисунка и таблицы видно, что существует 10 вариантов, которые при условии использования правильного комплекса технологий ингибирования, позволяют обеспечить ингибиторную защиту всех объектов нефтегазодобывающего предприятия.

Рисунок 3. Возможные точки ввода ингибитора в промысловые трубопроводные системы

Таблица 5. Характеристики точек ввода ингибитора в систему промысловых трубопроводов (к Рисунку 3)

№ точки	Точки ввода ингибитора	Назначение	Примечания
Наиболее распространенные точки ввода
1	В добывающую скважину	Защита скважинного оборудования. Защита индивидуальной выкидной линии. Защита нефтегазопроводов.	Зависимость стабильности поступления ингибитора в систему нефтегазосборных коллекторов от режима работы скважины. Возможность защиты большого количества участков разветвленной трубопроводной системы за счет рассредоточения по скважинам разных кустов.
2	В выкидную линию добывающей скважины.	Защита выкидной линии. Защита нефтегазопроводов.	То же
3	В нефтегазопровод в районе узла учета.	Защита нефтегазопровода от АГЗУ до пункта первой ступени сепарации или подготовки нефти.	Возможность защиты только линейного участка нефтегазопроводов.
6	В напорный нефтепровод (с высоким содержанием воды)	Защита напорного нефтепровода, объектов подготовки продукции. Возможна защита водоводов системы ППД.	Сложность обеспечения стабильной защиты водоводов системы ППД вследствие возможного снижения дозировки после напорного нефтепровода.
8, 9	В низконапорный водовод системы ППД	Защита системы низконапорных водоводов. Возможна защита водоводов высокого давления и оборудования нагнетательных скважин.	Сложность обеспечения стабильной защиты высоконапорных водоводов и нагнетательных скважин в случае значительной протяженности низконапорных водоводов.
10	В систему водоводов высокого давления.	Защита водоводов высокого давления и оборудования нагнетательных скважин.
Менее распространенные точки ввода
4	В нефтегазопровод "основного направления".	Защита участка нефтегазопровода от точки ввода ингибитора до ДНС, УПСВ или КСП.	Возможность защиты только линейного участка.
5	Перед ДНС, УПСВ, КСП	Защита оборудования ДНС, УПСВ, КСП, а также напорных нефтепроводов и водоводов системы ППД.	Сложность обеспечения стабильности защиты напорных нефтепроводов и водоводов системы ППД вследствие возможного снижения дозировки на объектах ДНС, УПСВ или КСП.
7	В трубопровод товарной нефти	Защита трубопроводов товарной нефти

Выбор методов ингибирования

Методы ингибирования и их комбинация должны выбираться таким образом, чтобы:

- обеспечить формирование и поддержание целостности защитной "пленки" на всей поверхности металла защищаемых трубопроводов;

- комбинация методов соответствовала минимуму затрат на ингибирование.

Методология оценки затрат на ингибирование приведена в отдельном документе М-01.04.04-01 "Методические указания по формированию и исполнению программ надежности промысловых трубопроводов".

Ниже приведены характеристики методов ингибирования, их основные достоинства и недостатки, и применимость в типовых трубопроводных системах.

Технология постоянного дозирования

При защите методом постоянного дозирования транспортируемая среда используется в качестве "носителя" ингибитора. Защитные свойства (способность снижать скорость коррозии) ингибиторов при их непрерывном дозировании в поток напрямую зависят от их "транспортных" свойств, отвечающих за "доставку" активной основы ингибитора к защищаемой поверхности металла из объема транспортируемой продукции.

Наибольшее распространение получила технология непрерывного дозирования с периодическим кратковременным увеличением концентрации (ударная доза). Ударная доза ингибитора вводится в систему для быстрого формирования защитной пленки на поверхности металла в начальный период применения ингибитора или после перерывов в его применении.

Достоинства метода:

- возможность гибкого реагирования на изменение технологических характеристик трубопроводов и коррозионной ситуации за счет своевременного изменения дозировки ингибитора;

- относительная простота мониторинга эффективности ингибирования.

Недостатки метода:

- необходимость затрат на дозировочные установки, их обслуживание и эксплуатацию. Следствием этого является постоянная схема ингибирования, не позволяющая гибко реагировать на изменение коррозионной ситуации сменой точки ввода ингибитора.

Менее распространены аэрозольное и пенное дозирование ингибитора в газо-жидкостной поток. Данные технологии подходят для трубопроводов транспортирующих продукцию газовых или газоконденсатных месторождений, но вследствие своей невысокой эффективности применяются крайне редко.

Подача ингибитора в поток продукции осуществляется при помощи стационарных дозировочных установок и узлов ввода. Требования к их конструкции представлены в приложении 1 "Технические средства ингибирования".

Периодическая обработка трубопроводов

Цель периодической обработки - нанесение на поверхность металла трубопроводов устойчивой защитной "пленки" ингибитора коррозии, которая должна сохранять свои защитные свойства некоторый период времени (время "последействия"), обуславливающий периодичность обработок.

Существуют следующие разновидности метода периодической ингибиторной обработки:

- периодическая обработка ингибитором или его раствором в течение достаточно длительного периода времени, с последующим прекращением подачи реагента;

- периодическая обработка "пробкой" ингибитора между разделителями. Заключается в прокачке по трубопроводу ингибитора, заключенной между разделителями. Защищаемый участок должен быть оборудован камерами пуска-приема скребков.

Достоинства метода:

- возможность гибкого реагирования на изменение коррозионной ситуации за счет смены точек ввода ингибитора;

- невысокие, в большинстве случаев, капитальные и эксплуатационные затраты на технологию;

- возможность применения для временной защиты;

- метод может применяться одновременно с мероприятиями по очистке полости трубопроводов.

Недостатки метода:

- сложность контроля эффективности метода. Основной фактор, определяющий эффективность метода - устойчивость и целостность "пленки" ингибитора на поверхности металла. Места, в которых произойдет нарушение целостности "пленки", практически невозможно предсказать. Контроль коррозии ведется в ограниченном количестве точек. При этом состояние "пленки" и условия ее взаимодействия с потоком на поверхности датчиков или образцов-свидетелей могут значительно отличаться от металла трубопровода. Поэтому есть вероятность получения недостоверных результатов по эффективности снижения скорости коррозии;

- вследствие использования высококонцентрированных растворов ингибиторов возможны осложнения в виде образования стойких эмульсий, снижение пропускной способности трубопровода и ухудшения качества подготовки нефти;

- метод неприменим для защиты трубопроводов, эксплуатирующихся в условиях значительного влияния фактора гидроабразивного износа, способствующего разрушению защитной "пленки" ингибитора на поверхности металла.

Ингибирование с использованием в качестве дозатора добывающей скважины

При закачке в затрубное пространство скважины ингибитор смешивается с жидкостями, находящимися в затрубном пространстве, и постепенно поступает через погружной насос в колонну насосно-компрессорных труб, в выкидную линию скважины и далее в систему нефтегазопроводов. Кривая зависимости концентрации ингибитора в устьевых пробах добываемой жидкости от времени имеет максимум в определенный промежуток времени, индивидуальный для каждого конкретного случая (см. рисунок 4). После этого наблюдается постепенное снижение концентрации ингибитора.

...