Организация и исполнение ингибирования коррозии промысловых трубопроводов

Рисунок 4. Характер выноса ингибитора при дозировании через затрубное пространство скважин

Как правило, данная технология применяется при рассредоточенном ингибировании. При защите методом рассредоточенного ингибирования точки ввода ингибитора распределены по отдельным скважинам или их кустам, сопряженным с защищаемыми трубопроводами. За счет правильно подобранной периодичности обработок, добиваются относительно постоянной концентрации ингибитора в критических участках системы.

Достоинства метода:

- возможность противокоррозионной защиты скважинного оборудования;

- отсутствие капитальных вложений на приобретение и установку дозировочных устройств;

- возможность гибкого реагирования на изменение коррозионной ситуации за счет изменения количества и расположения точек подачи ингибитора;

- возможность защиты разветвленных трубопроводных сетей.

Недостатком метода является сложность планирования обработок, что обусловлено отсутствием точной расчетной модели процесса выноса ингибитора. Для обработок необходимо выбирать скважины, оборудованные погружными насосами. Факторы, влияющие на характер выноса ингибитора:

- дебит скважины. Влияет на скорость выноса, а, следовательно, и на периодичность обработок. Чем выше дебит скважины, тем больше скорость выноса. В некоторых случаях можно ожидать "залпового" выноса ингибитора, особенно на скважинах с полным выносом воды с забоя;

- динамический уровень. Влияет на скорость выноса. Чем ниже динамический уровень, тем больше скорость выноса ингибитора.

Характер растворимости ингибитора. Реагенты, хорошо растворяющиеся только в нефти, будут задерживаться в нем. При этом можно ожидать длительной задержки выноса ингибиторов и очень низкой концентрации в водной фазе. Полностью водорастворимые ингибиторы, вероятнее всего, будут опускаться на забой скважины. Скорость выноса будет зависеть от дебита скважины. При высоких дебитах, особенно превышающих критическое значение для выноса воды с забоя, возможен "залповый" вынос ингибитора.

Для этого метода наиболее подходящими являются ингибиторы, растворимые в нефти и воде.

Точные рекомендации по выбору скважин для обработок отсутствуют. Поэтому выбор скважин и определение параметров ингибирования должны осуществляться из имеющегося опыта и результатов ОПИ.

Применимость технологий ингибиторной защиты в типовых трубопроводных системах

При выборе технологии ингибирования необходимо учитывать достоинства и недостатки технологий, а также схему размещения точек ввода ингибитора в систему. Наиболее предпочтительной является защита трубопроводов с применением технологий непрерывного дозирования ингибиторов коррозии. Применение других технологий должно быть обоснованно технологической невозможностью или экономической нецелесообразностью применения технологии непрерывного дозирования.

Характеристика применимости технологий ингибиторной защиты в зависимости от типа трубопроводных систем представлена в таблице 6.

Таблица 6 Применимость технологий ингибиторной защиты для различных типов трубопроводов

Назначение трубопроводов	Непрерывное дозирование	Периодическая обработка	Закачка через затрубное пространство
Выкидные линии добывающих скважин	+	+/-	+
Нефтегазопроводы	+	-/+	+
Напорные нефтепроводы	+	-/+	-
Низконапорные водоводы	+	-/+	-
Высоконапорные водоводы	+	-	-
Газопроводы	-/+	-/+	-
Технологические внутриплощадочные трубопроводы	+	+/-	-

Определение основных параметров ингибирования

Постоянное дозирование

Основным параметром, который задается при технологии постоянного дозирования, является дозировка ингибитора. Требуемая рабочая дозировка предварительно определяется по результатам опытно-промышленных испытаний. Окончательно, для конкретного объекта, дозировка определяется в начальном периоде применения ингибитора. В последующем, по результатам мониторинга эффективности ингибирования, происходит постоянная коррекция рабочей дозировки.

Периодическое дозирование

Основные параметры технологии периодического дозирования это периодичность подачи ингибитора в систему и его единовременно закачиваемое количество.

Периодичность дозирования зависит от:

- технологических характеристик трубопроводной системы - в первую очередь это гидродинамические характеристики потока, которые оказывают влияние на целостность защитной "пленки" ингибитора на поверхности металла трубопровода;

- адсорбционной прочности и устойчивости ингибитора коррозии на поверхности металла.

Другим важным параметром периодического ингибирования является количество единовременно закачиваемого ингибитора.

Периодическое дозирование в трубопровод

При расчете требуемого количества ингибитора принимается допущение, что ингибитор должен образовать на всей поверхности металла защищаемого трубопровода защитную "пленку" определенной толщины. Тогда количество ингибитора определяется как произведение толщины "пленки" на общую площадь защищаемого металла (формула 2.1). Обычно принимается, что толщина "пленки" составляет 0,06-0,4 мм. Очевидно, что требуемая толщина "пленки" индивидуальна для каждой системы и зависит как от физико-химических свойств ингибитора, так и от свойств сред и режимов их транспортирования. Подход к расчету с использованием толщины пленки достаточно условен. Поэтому результаты расчетов по формулам 2.1 и 2.2 носят ориентировочный характер. Количество единовременного количества закачиваемого ингибитора должно уточнятся по результатам ОПИ или в процессе оптимизации технологии ингибирования.

Рекомендуемая расчетная формула:

(2.1)

где:

D - внутренний диаметр трубопровода, мм;

L - протяженность защищаемого участка, м;

д - толщина "пленки" ингибитора, мм.

При периодическом дозировании, как правило, используются растворы ингибитора в нефти, диз. топливе или другом недорогом растворителе. Объем раствора должны быть такими, чтобы при проведении операции обеспечить контакт "пробки" ингибитора с поверхностью металла не менее 15 - 30 сек. Рекомендуемая концентрация ингибитора - 10-15%. Минимально необходимый объем раствора ингибитора для единовременной закачки рассчитывается по формуле:

(2.2)

где х - скорость потока, м/сек;

t - время контакта "пробки" ингибитора с поверхностью металла, сек.

Периодическое дозирование в затрубное пространство добывающих скважин

Ориентировочный расчет требуемого количества ингибитора в товарной форме для одной скважинной обработки проводится по формуле:

(2.3)

где:

Д - минимальная концентрация ингибитора необходимая для эффективного снижения скорости коррозии, гр/м3;

Т - периодичность обработок, сут;

Q - расход жидкости по защищаемому трубопроводу, м3/сут.

Определение оптимального соотношения периодичности обработок, количества и концентрированности единовременно закачиваемого ингибитора производится при опытно-промышленных испытаниях.

Определение контролируемых параметров и периодичности их контроля, КИД и КПЭ.

Основные параметры, контролируемые при ингибировании методом постоянного дозирования

Параметры системы трубопроводов:

- расход жидкости на критических участках;

- фазовый состав жидкости (обводненность, газосодержание, концентрация механических примесей);

- химический состав жидкости (ионный состав водной фазы; концентрация углекислого газа, сероводорода и кислорода; коррозионно-агрессивные микроорганизмы);

- скорость потока, пристенные напряжения сдвига на критических участках;

- технологические операции на сопряженных с трубопроводом объектах (кислотные обработки, промывки, ГРП и т.д.).

Параметры технологического процесса ингибирования (работы дозировочных установок):

- уровень ингибитора в расходной емкости;

- подача ингибитора;

- дозировка ингибитора на критических и конечных участках трубопроводов

- фактический Индекс Подачи ингибитора;

- надежность и безотказность работы дозировочных установок.

Параметры, характеризующие эффективность снижения скорости коррозии:

- скорость коррозии по данным коррозионного мониторинга;

- остаточное содержание ингибитора на критических и конечных участках.

Потеря металла стенки трубопровода на критических участках по данным неразрушающего контроля.

В соответствии с перечнем контролируемых параметров, ключевые параметры деятельности и эффективности (КИД и КПЭ), при технологии постоянного дозирования делятся на следующие группы:

- КИД при контроле параметров трубопроводной системы - соблюдение периодичности получения и предоставления информации по технологическим параметрам трубопроводной системы;

- КИД при контроле закачки ингибитора - технологические параметры, включая текущее значение Индекса Подачи ингибитора, соблюдение операций по контролю и корректировке дозировки или расхода ингибитора и заполнению расходной емкости и/или емкости для хранения реагента;

- КИД при контроле работоспособности и надежности функционирования дозировочных установок - соблюдения графика технического обслуживания дозировочных установок;

- КПЭ при контроле эффективности снижения скорости коррозии - показатели эффективности, соблюдение графика контроля эффективности ингибирования и контроля качества ингибитора.

Основные параметры, контролируемые при ингибировании методом периодического дозирования

Параметры системы трубопроводов:

- расход жидкости на критических участках;

- фазовый состав жидкости (обводненность, газосодержание, концентрация механических примесей);

- химический состав жидкости (ионный состав водной фазы; концентрация углекислого газа, сероводорода и кислорода; коррозионно-агрессивные микроорганизмы);

- скорость потока, пристенные напряжения сдвига (расчетная величина) на критических участках;

- технологические операции на сопряженных с трубопроводом объектах (кислотные обработки, промывки, ГРП и т.д.).

Параметры закачки:

- периодичность ингибиторных обработок;

- объем закаченного ингибитора;

- скорость закачки ингибитора.

Параметры, характеризующие эффективность снижения скорости коррозии:

- скорость коррозии по данным коррозионного мониторинга;

- остаточное содержание ингибитора в критических точках системы (только при обработках добывающих скважин);

- потеря металла стенки трубопровода на критических участках по данным неразрушающего контроля.

В соответствии с перечнем контролируемых параметров, ключевые параметры деятельности и эффективности (КИД и КПЭ), контролируемые при технологии периодического ингибирования делятся на следующие группы:

- КИД при контроле параметров трубопроводной системы - соблюдение периодичности получения и предоставления информации по технологическим параметрам трубопроводной системы;

- КИД при контроле закачки ингибитора - технологические параметры, включая текущее значение Индекса Подачи ингибитора, соблюдение графика и технологии операций по закачке ингибиторов коррозии;

- КПЭ при контроле эффективности снижения скорости коррозии - показатели эффективности, соблюдение графика контроля эффективности ингибирования и контроля качества ингибитора.

Периодичность контроля параметров ингибирования

Периодичность контроля параметров ингибирования зависит от требуемого значения Индекса Подачи ингибитора. Основные требования к контролю параметров ингибирования приведены в таблице 7.

Ответственность за своевременное получение информации и организацию взаимодействия между службами несет руководитель структурного подразделения Компании, занимающегося ингибированием.

Таблица 7. Требования к контролю ингибирования в зависимости от требуемого Индекса Подачи.

Параметр технологического процесса ингибирования	Индекс Подачи ингибитора
	0,80	0,90	0,95
Характеристики трубопроводной системы
Время, в течение которого допустимо нарушение технологии ингибирования, сут: - в течение месяца - в течение года	6 72	3 36	1 12
Контроль технологических параметров трубопроводной системы	Обязателен	Обязателен	Обязателен
Периодичность контроля расхода жидкости - Постоянное дозирование - Периодическое дозирование	Не реже чем раз в 4 - 5 суток 14 суток	Не реже чем раз в 2 - 3 суток 7 суток	Не реже чем раз в 1 сутки 7 суток
Периодичность контроля обводненности жидкости	Не реже чем раз в 7 суток	Не реже чем раз в 5 суток	Не реже 1 раза в сутки
Предоставление месячных графиков проведения технологических операций на сопряженных с трубопроводом объектах (кислотные обработки, промывки, ГРП и т.д.);	Обязательно, извещение об изменении графика - не реже раза в неделю	Обязательно, извещение об изменении графика - не реже раза в неделю	Обязательно, извещение об изменении графика - не реже раза в неделю
Параметр технологического процесса ингибирования	Индекс Подачи ингибитора
	0,80	0,90	0,95
Контроль параметров работы дозировочных установок и узлов ввода
Проверка наличия подачи ингибитора в нагнетательную линию	Не реже 1 раза в три дня	Не реже 1 раза в два дня	Дистанционно
Дистанционное оповещение об остановке подачи ингибитора	Не обязательно	Желательно	Обязательно
Замер уровня ингибитора в расходной емкости	Не реже 1 раза в три дня	Не реже 1 раза в два дня	Дистанционно
Контроль расчетной дозировки ингибитора	Не реже 1 раза в три дня	Не реже 1 раза в два дня	Не реже 1 раза в день
Корректировка подачи ингибитора	В течение 24 ч после обнаружения отклонений	В течение 24 ч после обнаружения отклонений	В течение 12 ч после обнаружения отклонений
Калибровка расходной емкости, насосов и расходомера	Не реже одного раза в 3 месяца	Не реже одного раза в 3 месяца	Не реже одного раза в 3 месяца
Плановый ремонт и ревизия оборудования дозировочной установки и узлов ввода	Не реже одного раза в 3 месяца	Не реже одного раза в 3 месяца	Не реже одного раза в 3 месяца
Контроль параметров закачки при периодическом дозировании
Объем закаченного ингибитора и скорость закачки	При каждой операции	При каждой операции	При каждой операции
Контроль эффективности ингибирования
Периодичность предоставления отчетов по результатам мониторинга и ингибирования (результаты, КИД )	Ежемесячно	Не реже одного раза в 10 дней	Еженедельно
Отбор проб и определение качества ингибитора в емкости	Не реже одного раза в 3 месяца	Не реже одного раза в 3 месяца	Не реже одного раза в 3 месяца
Анализ остаточного содержания в точках контроля	Не реже двух раз в месяц	Не реже двух раз в месяц	Еженедельно
Требуемое время реагирования средств коррозионного мониторинга	Не более месяца	Не более месяца	Не более недели

1.1.1 5.4 Определение количества, исполнения и размещения точек контроля коррозии

Основной целью ингибирования является снижение скорости коррозии. Поэтому для того, чтобы отслеживать достижение требуемого снижения скорости коррозии необходимо иметь систему мониторинга скорости коррозии. Структурной единицей системы мониторинга являются Узел Контроля Коррозии (УКК).

Узлы контроля коррозии оснащаются оборудованием для измерения скорости коррозии и отбора проб транспортируемой жидкости. Размещение и количество узлов контроля коррозии должно быть таким, чтобы обеспечить контроль эффективности ингибирования на наиболее критических участках трубопроводной системы. Минимальные требования к количеству точек контроля и их размещению в типовых трубопроводных системах приведены Разделе 6 "Ингибиторная защита типовых трубопроводных систем" настоящих методических указаний.

Порядок разработки системы коррозионного мониторинга подробно изложен в самостоятельном документе в М.01.04.04-03.

5.5 Разработка системы документооборота и информационного обеспечения

Система документооборота при ингибировании должна преследовать цель получения своевременной и достоверной информации по проведению всех мероприятий и операций и эффективности ингибирования.

Система документооборота должна включать в себя четыре группы документов:

- паспорта:

- объектов ингибирования (трубопроводных систем);

- дозировочных установок;

- узлов ввода ингибитора;

- узлов контроля коррозии.

- графики проведения мероприятий по ингибированию и контролю его эффективности:

- эксплуатационного и технического обслуживания дозировочных устройств;

- эксплуатационного и технического обслуживания узлов контроля коррозии и узлов ввода ингибитора;

- заполнения расходных емкостей дозировочных установок;

- проведения периодических ингибиторных обработок;

- отбора проб для контроля качества ингибитора.

- первичные акты выполненных работ, содержащие в себе необработанные результаты проведенных мероприятий по контролю и обслуживанию:

- дозировочных установок;

- по результатам периодических ингибиторных обработок;

- узлов контроля коррозии;

- толщинометрии стенки трубопроводов;

- отбору проб ингибиторов и жидкостей;

- по результатам испытаний ингибиторов.

- отчеты по результатам ингибирования и контроля его эффективности.

5.6 Эксплуатация системы ингибиторной защиты

При эксплуатации системы ингибиторной защиты осуществляются следующие процессы:

- хранение и доставка ингибитора к дозирующим устройствам или точкам ввода ингибитора (логистика);

- закачка ингибитора;

- мониторинг эффективности ингибирования.

Логистика

Доставка ингибитора к точкам ввода является важным процессом при ингибировании. От того, насколько своевременно и в каком объеме ингибитор был доставлен к дозировочным установкам, к обрабатываемым скважинам и узлам закачки ингибитора в трубопровод, зависит достижение требуемой доступности ингибирования. Любые сбои в доставке реагента могут привести к изменению периодичности проведения мероприятий по ингибированию, что неизбежно скажется на доступности ингибирования и, как следствие, на эффективности защиты.

Периодичность подвоза ингибитора для заполнения рабочих емкостей дозирующих установок должна предварительно определяться с учетом заданного расхода ингибитора. При его изменении, периодичность подвоза должна своевременно корректироваться.

Объем хранимого ингибитора должен планироваться заранее и иметь запас на случай непредвиденных изменений в системе и сбоев в поставке ингибитора.

Запас ингибитора должен исключить снижение доступности ингибирования вследствие непредвиденных изменений в системах, а также при сбоях в поставке ингибитора.

Минимальный запас, необходимый для того, чтобы исключить более чем 6-дневное нарушение закачки ингибитора (см. таблицу 7), должен составлять семисуточную потребность в ингибиторе.

Максимальный запас ингибитора для исключения худшего случая - сбоев в поставке, должен быть равен произведению периода между поставками (согласно установленному графику поставок) на ежесуточную потребность в ингибиторе. Дополнительно, в контракте с поставщиками ингибитора должны быть установлены санкции на случай нарушения графика поставки реагентов.

Ответственность за обеспечение своевременной доставки ингибитора лежит на службах Компании, занимающихся материально-техническим обеспечением и хранением химических реагентов, и подрядных организаций, отвечающих за заправку дозировочных установок и закачку ингибиторов. Контроль осуществляется подразделениями предприятий Компании, ответственными за ингибиторную защиту.

Закачка ингибитора

При закачке ингибитора осуществляется эксплуатационное и техническое обслуживание дозировочных установок и периодическая подача ингибитора в трубопровод или добывающую скважину.

В процессе эксплуатационного обслуживания дозировочных установок выполняются следующие действия:

- контроль уровня ингибитора в расходной емкости (замер);

- контроль подачи ингибитора (расчет);

- корректировка подачи ингибитора (регулировка);

- текущая оценка работоспособности оборудования (определение неисправностей дозировочных насосов, не герметичности сальниковых уплотнений, соединительных деталей, емкостей, технологических трубопроводов).

Целью технического обслуживания является поддержание оборудования дозировочных установок в работоспособном состоянии. Основные операции по техническому обслуживанию дозировочных установок:

- калибровка расходной емкости, дозировочных насосов и измерителей расхода;

- текущие и плановые ревизии и ремонты оборудования дозировочной установки.

Необходимо учитывать, что все операции, проводимые при закачке ингибитора, являются опасными. Поэтому они должны проводиться в соответствие с требованиями пожарной и промышленной безопасности, охраны труда и окружающей среды (см. раздел 10).

Все перечисленные операции должны проводиться в соответствии с графиками проведения работ. Факт исполнения и первичные результаты всех операций должны документироваться в соответствие с требованиями п. 5.5 настоящих методических указаний.

Мониторинг эффективности ингибирования

При мониторинге эффективности ингибирования осуществляется эксплуатационное и техническое обслуживание узлов контроля коррозии, отбор и анализ проб ингибиторов коррозии.

В процессе эксплуатационного обслуживания выполняются следующие операции:

- отбор проб жидкости из трубопровода и их анализ;

- установка и извлечение образцов-свидетелей на узлах контроля коррозии;

- установка и извлечение датчиков скорости коррозии;

- проведение замеров с помощью приборов коррозионного контроля;

- считывание информации с измерительных приборов;

- отбор проб и анализ проб ингибиторов.

Целью технического обслуживания является поддержание узлов контроля в работоспособном состоянии. Основные операции по техническому обслуживанию узлов контроля:

- тестирование технических средств измерения;

- комплектация и паспортизация технических средств измерения;

- ревизия и ремонт узлов контроля коррозии.

Необходимо учитывать, что все операции, проводимые при обслуживании узлов контроля, являются опасными. Поэтому они должны проводиться в соответствие с требованиями пожарной и промышленной безопасности, охраны труда и окружающей среды (см. раздел 10).

Все перечисленные операции должны проводиться в соответствии с графиками проведения работ. Факт исполнения и первичные результаты всех операций должны документироваться в соответствии с требованиями п. 5.5 настоящих методических указаний.

5.7 Управление ингибированием

Оценка эффективности ингибирования. Определение отклонений процесса

Целевыми параметрами, определяющими эффективность функционирования системы ингибиторной защиты, являются:

- снижение скорости коррозии металла трубопровода до требуемой величины;

- требуемый уровень Индекса Подачи ингибитора;

- требуемое качество применяемых продуктов.

Для того чтобы иметь возможность управлять эффективностью ингибирования, необходимо иметь систему мониторинга ингибирования. Цель мониторинга ингибирования - отслеживание эффективности ингибирования, определение негативных отклонений и неэффективных процессов при ингибировании.

Мониторинг ингибирования включает в себя:

- контроль качества ингибиторов;

- контроль технологии ингибирования;

- мониторинг коррозии.

Структурная схема мониторинга ингибирования представлена на рисунке 5.

Для определения эффективности ингибирования по снижению скорости коррозии вводятся следующие целевые параметры:

- степень защиты или скорость коррозии в присутствии ингибитора по данным коррозионного мониторинга (датчики или образцы-свидетели). Принимаются следующие целевые значения данных параметров: степень защиты - не менее 90%, остаточная скорость коррозии - от 0,05 до 0,10 мм/год (см. Таблицу 2 М-01.04.04-03) при условии отсутствия на поверхности металла образцов или датчиков ярко выраженных локальных коррозионных дефектов;

- скорость коррозии металла трубопровода (по данным неразрушающего контроля). Ингибирование эффективно, если фактическая скорость коррозии металла трубопровода не превышает 0,3-0,4 мм/год или потеря толщины стенки не превышает допуск на коррозию на какой-либо период (год, квартал);

- дополнительно, для контроля эффективности ингибирования используются значения остаточного содержания ингибитора в критических точках системы. Остаточное содержание должно превышать минимально необходимые значения, определенные для каждой конкретной трубопроводной системы и ингибитора при проведении ОПИ и на этапе оптимизации технологии. В случае если наблюдались значительные отклонения остаточного содержания, необходимо определить причины этого - нарушения подачи ингибитора, изменения состава или обводненности сред, изменения расходов жидкости и т.д. После этого надо так скорректировать технологию ингибирования, чтобы исключить выявленные отклонения.

Качество и полнота исполнения технологии ингибирования определяется достижением требуемого значения Индекса Подачи. Требуемый ИП достигается при условии эффективного исполнения всех запланированных мероприятий и операций при ингибировании.

Эффективность исполнения технологических операций и мероприятий при ингибировании определяется по значению ключевых показателей деятельности и эффективности (КИД и КПЭ). Они служат своеобразными индикаторами, позволяющими выделить неэффективные составляющие процесса ингибирования, в том числе, если не были достигнуты заданные целевые показатели.

В целях обеспечения максимальной объективности получаемых результатов необходимо, чтобы мониторинг параметров технологического процесса и мониторинг скорости коррозии проводились организациями, независимыми от производителя ингибиторов коррозии. Это означает, что данная деятельность должна выполняться либо собственными силами, либо силами специализированных подрядных организаций.

Рисунок 5. Схема организации мониторинга ингибирования

Таблица 8 Рекомендуемый перечень параметров для контроля эффективности ингибирования

Параметр	План	Факт	% откл.
Контроль технологических параметров трубопроводов
Количество предоставленных данных по: - расходу жидкости; - обводненности; - химическому составу; - технологическим операциям на сопряженных объектах (кислотные обработки, промывки, ГРП и т.д.).
Эффективность снижения коррозионной агрессивности
Степень защиты, %	Более 90
Скорость коррозии по результату оперативного мониторинга, мм/год	Менее 0,05
Измеренная толщина стенки, мм
Фактическая скорость коррозии металла трубопровода, мм/год	Менее 0,3 - 0,4
Количество замеров скорости коррозии средствами коррозионного мониторинга
Количество измерений остаточного содержания
Количество измерений толщины стенки
Количество анализов качества ингибитора
Количество анализов химического состава транспортируемой жидкости
Организация процессов при ингибировании
Постоянное дозирование
Время работы дозирующей установки за месяц
Число дней в месяце, в которые дозировка была меньше требуемого предела
Число остановок дозирования в связи: - с отсутствием ингибитора (ниже допустимого уровня в емкости); - остановкой насоса; - несвоевременным подвозом ингибитора.
Количество проведенных мероприятий по эксплуатационному обслуживанию дозировочной установки: - контроль уровня ингибитора в расходной емкости; - контроль расхода ингибитора; - контроль подачи ингибитора; - корректировка подачи ингибитора.
Количество проведенных мероприятий по техническому обслуживанию дозировочной установки: - калибровка расходной емкости, дозировочных насосов и измерителей расхода; - текущие и плановые ревизии и ремонты оборудования дозировочной установки.
Периодическое дозирование
Количество обработок
Период между обработками
Количество закаченного ингибитора
Индекс Подачи Ингибитора (при любой технологии)
Количество предоставленных отчетов по результатам анализа эффективности ингибирования
Обеспечение охраны труда, техники безопасности и охраны окружающей среды
Количество проведенных инструктажей и проверок состояния охраны труда и техники безопасности
Количество инцидентов	-

5.8 Изменение параметров ингибирования

В случае если не были достигнуты целевые показатели эффективности (КПЭ) необходимо в первую очередь удостовериться в соблюдении технологии ингибирования. Анализ КИД основных операций и мероприятий при ингибировании позволяет выявить неэффективные процессы и за счет принятия организационных мер своевременно ликвидировать отклонения.

Если оптимизация исполнения процессов не привела к достижению требуемых показателей эффективности, необходимо внести изменения в технологию ингибирования.

Изменения технологии ингибирования могут быть следующие:

- изменение дозировки;

- изменение количества и размещения точек ввода ингибитора в систему;

- изменение методов ингибирования;

- смена марки ингибитора коррозии изменение периодичности ударных дозировок;

- изменение периодичности ингибиторных обработок;

- изменение объема ингибитора на единовременную закачку.

Принципиальные изменения в системе - изменение схемы размещения точек ввода ингибитора, методов ингибирования и смена ингибитора должны в обязательном порядке сопровождаться опытно-промышленными испытаниями, что подробно описано в разделе 8 настоящих методических указаний.



6. Ингибиторная защита типовых трубопроводных систем

6.1 Введение

В данном разделе описаны особенности ингибиторной защиты и мониторинга ее эффективности в типовых промысловых трубопроводных системах: нефтегазопроводах, напорных нефтепроводах, низко- и высоконапорных водоводах. Данный раздел устанавливает минимально-необходимые требования к организации ингибирования и мониторинга эффективности защиты на нефтяных месторождениях Компании. Приведенные требования обязательны для исполнения в производственных подразделениях Компании.

Бывают случаи, когда реализация минимальных требований не достаточна для обеспечения целостности трубопроводов. В этих случаях необходимо реализовывать необходимый объем мероприятий, даже если он выходит за рамки требований, сформулированных в данном разделе.

6.2 Общие положения

Условная классификация трубопроводных систем

Все трубопроводные системы можно условно разделить на линейные и разветвленные. Линейные трубопроводы характеризуются достаточно большой протяженностью и небольшим числом боковых врезок. Пример линейных систем - напорные нефтепроводы, основные направления системы нефтесборных коллекторов и низконапорные водоводы ППД.

Разветвленные трубопроводные системы характеризуются большим количеством врезок, небольшой протяженностью отдельных участков, различием диаметров и технологических характеристик по участкам. Пример разветвленных систем - системы нефтесборных коллекторов и высоконапорных водоводов ППД.

Все трубопроводные системы являются комбинациями линейных и разветвленных систем и отличаются лишь соотношением протяженности основных направлений и ответвлений.

Организация ингибирования и мониторинга его эффективности зависит от строения трубопроводной системы и отличается для линейных и разветвленных систем.

Ингибирование линейных систем

Ингибирование линейных систем, как правило, ведется с одной точки - начала трубопровода. В качестве линейных систем также можно рассматривать системы, в которых сами ответвления имеют протяженность достаточно большую, чтобы считаться линейной системой. В этом случае дозаторы ингибиторов коррозии располагают в начале каждого из линейных трубопроводов. Наиболее целесообразным методом является постоянное дозирование со стационарной дозировочной установки. Менее предпочтительно периодическое дозирование.

При периодическом дозировании ингибитора через добывающую скважину, количество обрабатываемых скважин не должно быть менее двух на один линейный трубопровод. Расположение скважин и периодичность их обработок должны быть такими, чтобы обеспечить требуемую концентрацию ингибитора на критических участках трубопровода.

При дозировании ингибитора в трубопровод в большинстве случаев достаточно одной точки ввода. Исключения могут составлять достаточно протяженные трубопроводы (5-10 и более километров), а также трубопроводы со значительным количеством боковых врезок. В перечисленных случаях необходимы дополнительные, промежуточные точки ввода ингибитора.

Размещение точек контроля коррозии - в соответствии с требованиями п.п. 6.2.1-6.2.3 М.-01.04.04-03. В большинстве случаев это конечный участок трубопровода и минимум одна точка на участке с повышенной скоростью коррозии.

Ингибирование разветвленных систем

При ингибировании разветвленных трубопроводных систем, в них выделяются основные направления, наиболее протяженные для данной системы. Например, в системе нефтесбора это могут быть направления от самых удаленных кустов скважин до ДНС, УПСВ или КСП. Подходы к ингибированию основного направления аналогичны линейным трубопроводам.

Организация мониторинга эффективности ингибирования основных направлений разветвленных систем аналогично п.6.2.2.

Боковые ответвления могут защищаться как методом постоянного, так и методом периодического дозирования. Методология оценки способов защиты боковых ответвлений описана в М-01.04.04-01 "Методические указания по формированию и исполнению программ надежности промысловых трубопроводов". Данный документ рассматривает все возможные варианты технологий ингибирования с точки зрения полных затрат (операционных и капитальных) на определенный период времени. В случае периодического дозирования в рассмотрение включаются варианты подачи ингибитора в затрубное пространство добывающих скважин или непосредственно в трубопровод. В связи с большой суммарной протяженностью трубопроводов боковых ответвлений, оснащение узлами контроля всех их критических участков требует значительных капитальных затрат. Поэтому при разработке системы мониторинга коррозии боковых ответвлений необходимо учитывать экономический фактор. Точки контроля рекомендуется устанавливать на наиболее ответственных участках. Точки, в которых важно контролировать остаточное содержание, должны находиться на максимальном удалении от точек ввода ингибитора. Для снижения затрат на мониторинг эффективности ингибирования боковых ответвлений необходимо максимально использовать результаты опытно-промышленных испытаний ингибиторов на подобных объектах.



6.3 Нефтегазопроводы

Обоснования для ингибирования

Основанием для ингибирования трубопровода является его включение в программу ингибиторной защиты, составленную на основании оценки рисков отказов при эксплуатации этого трубопровода, экономической оценки методов защиты от коррозии и при условии, что возможность ингибирования установлена в соответствии с требованиями п. 5.3.4 настоящих методических указаний.

В общем случае применение ингибиторной защиты необходимо:

- для всех основных направлений нефтегазопроводов;

- для всех боковых ветвей нефтегазопроводов, если запланированная для них замена стальных труб на трубы в коррозионно-стойком исполнении намечена на дату не ранее ближайших двух лет.

Особенности системы

Технологические особенности

Промысловые нефтегазопроводы представляют собой разветвленные системы большой протяженности, осуществляющие сбор нефти добывающих скважин и их кустов и ее транспортировку до объектов предварительной подготовки нефти (ДНС, КСП или УПСВ).

Нефтегазопроводы делятся на три группы (согласно [2]):

- выкидные линии добывающих скважин - большое количество трубопроводов малого диаметра, транспортирующих продукцию от индивидуальных добывающих скважин до замерных установок (АГЗУ). Протяженность трубопроводов зависит от схемы обустройства месторождений. При кустовой схеме протяженность редко превышает 100 м. При схеме разработки одиночными скважинами выкидные линии могут иметь протяженность до 10 км и более.

- нефтегазопроводные коллекторы I порядка - небольшое число протяженных трубопроводов, транспортирующих всю добытую продукцию к местам первичной сепарации. Данные трубопроводы характеризуются достаточно большой протяженностью и различием диаметров на разных участках. Их также называют основными направлениями или стволовыми коллекторами. Следствием большого количества боковых врезок, для данных трубопроводов является характерным отличие гидродинамических характеристик и состава транспортируемой продукции на разных участках.

- нефтегазопроводные коллекторы II порядка - большое число относительно коротких трубопроводов транспортирующих скважинную продукцию до врезки в нефтегазопроводный коллектор I порядка. Другое название - боковые врезки. Протяженность отдельных участков редко превышает 2 км, но в сумме они могут составлять основную долю в протяженности всех трубопроводов системы нефтесбора.

Особенности механизма коррозии

Факторы, оказывающие максимальное влияние на механизм и интенсивность коррозии промысловых нефтегазопроводов:

- высокая обводненность транспортируемой продукции. Для длительно эксплуатирующихся месторождений обводненность добываемой продукции может достигать значения 95% и выше. Для новых месторождений обводненность продукции может быть невысокой. Но в процессе их разработки она, как правило, увеличивается. При этом возрастает и риск коррозии промысловых нефтегазопроводов системы сбора скважинной продукции.

- высокое содержание коррозионно-агрессивных газов. По нефтегазопроводам транспортируется несепарированная скважинная продукция, содержащая попутно-добываемый газ. В нем присутствует значительное количество углекислого газа и/или сероводорода.

- высокая температура транспортируемой продукции. Для промысловых нефтегазопроводов характерны высокие температуры транспортируемой продукции - от 30єС до 90єС. При прочих равных условиях скорость коррозии увеличивается с повышением температуры.

- Большое содержание механических примесей. В продукции добывающих скважин всегда присутствуют механические примеси. Их количество увеличивается после проведения мероприятий по интенсификации добычи (ГРП, увеличение депрессии и т.п.). Вследствие этого может происходить гидроабразивный износ металла трубопроводов.

- поступление в перекачиваемую продукцию технологических жидкостей. Жидкости, используемые при проведении различного рода скважинных обработок (кислотные обработки, глушение и промывка скважин) обладают повышенной коррозионной агрессивностью и при попадании в транспортируемую по трубопроводам продукцию могут интенсифицировать коррозионный износ. Основные факторы риска - увеличение кислотности транспортируемой продукции, биозаражение, попадание кислорода и механических примесей.

- механохимический фактор. Вследствие присутствия в составе транспортируемой продукции большого количества свободного газа, для нефтегазопроводов характерны режимы транспортирования с пульсацией давления. В некоторых случаях это является причиной появления коррозионно-усталостных трещин.

Определение критических участков

Промысловые нефтегазопроводы характеризуются высокой степенью разветвленности, отличием состава сред и гидродинамических режимов транспортирования на разных участках. Поэтому участки системы могут очень сильно различаться по скорости коррозии. Кроме того, вследствие нестабильности состава и загрузки трубопроводов, скорость коррозии может сильно изменяться во времени. Прогнозная оценка опасности коррозии и локализации коррозии по трассе трубопроводов в подобных условиях затруднена.

Выбор участков опасных с точки зрения повышенной скорости коррозии целесообразно проводить на основе фактических данных по аварийности и результатам технической диагностики. Критические с точки зрения повышенной скорости коррозии участки нефтегазопроводов:

- участки с повышенным уровнем аварийности;

- участки с максимальной потерей толщины стенки;

- участки, на которых производилась замена по причине повышенного износа.

В случае если аварий по причине коррозии не было, а надежные данные по технической диагностике отсутствуют, то выбор критических участков необходимо проводить согласно требованиям п. 5.3.5 настоящих методических указаний.

Критическими участками с точки зрения снижения эффективности ингибирования в большинстве случаев являются конечные участки защищаемых направлений. Основной фактор, снижающий эффективность ингибирования данных участков - пониженная концентрация ингибитора вследствие его потерь при адсорбции на поверхности механических примесей, технологических отложений и др. при движении по трубопроводу.

Требуемый уровень Индекса Подачи ингибитора.

За исключением особо ответственных трубопроводов, (если не установлены группы риска в соответствии с Таблицей 4) для нефтегазопроводов рекомендуется принимать следующие целевые значения Индекса Подачи:

- для основных направлений - не менее 0,90;

- для боковых ответвлений - не менее 0,80.

Технология ингибирования

Требования к ингибиторам коррозии

Стабильно расслоенная структура потока с выделением чистого водного подслоя в системах сбора скважинной продукции встречается редко. Кроме того, для нефтегазопроводов часто свойственно достаточно хорошее перемешивание водной и нефтяной фаз и попеременное смачивание ими стенки трубопроводов. В подобных условиях необходимо сделать выбор между преимущественно водорастворимыми и преимущественно нефтерастворимыми ингибиторами. Для этого необходимо определить механизм коррозии трубопроводов и провести тестирование ингибиторов с учетом этих условий в соответствии с разделом 7 настоящих методических указаний.

Для нефтегазопроводов может встречаться режим транспортирования, при котором возможно разрушение защитной "пленки" ингибиторов коррозии:

- при скоростях потока более 5 м/с;

- при значительных концентрациях механических примесей (более 100 мг/л);

- при пробковой структуре потока.

В перечисленных случаях необходимо тестирование ингибиторов на устойчивость их защитной "пленки" в условиях повышенных напряжений сдвига.

Размещение точек ввода. Методы ингибирования

Основные направления рассматриваются как линейные трубопроводы и ингибируются с максимально удаленной скважины или куста скважин. В случае если протяженность более 3-5 км, рекомендуемый метод ингибирования - постоянное дозирование. Если это по каким-либо причинам невозможно, ингибиторная защита основного направления должна вестись методом периодического дозирования не менее чем с двух точек.

Применение для защиты боковых ответвлений метода постоянного дозирования может быть экономически нецелесообразно. Это связано со значительными затратами на приобретение и монтаж дозировочных установок. В этом случае боковые ответвления защищаются методом периодического дозирования. Более предпочтительным является подача ингибитора через добывающую скважину, менее - ввод ингибитора непосредственно в трубопровод. В других случаях рекомендуется дозирование ингибитора с упрощенных компактных дозировочных установок (типа УДЭ), в выкидные линии скважин или в нефтегазопровод после АГЗУ.

Контроль ингибирования

Организация мониторинга при ингибировании нефтегазопроводов детально изложена в п. 9.2 М-01.04.04-03.

Рисунок 6. Принципиальная схема ингибирования и контроля коррозии нефтегазопроводов

6.4 Напорные нефтепроводы

Обоснование ингибирования

Применение ингибиторной защиты необходимо для всех напорных нефтепроводов, изготовленных из стальных труб без внутренней антикоррозионной изоляции в соответствии с требованиями Таблицы 3 п. 5.3.4 настоящих методических указаний.

Особенности системы

Технологические особенности

Напорные нефтепроводы характеризуются значительной протяженностью (иногда до 100-200 км) и большими диаметрами (как правило, больше 219-273 мм). Напорные нефтепроводы, как правило, имеют линейную структуру, с минимальным количеством боковых врезок. По ним осуществляется транспорт дегазированной, а иногда и обезвоженной нефти.

Перед поступлением в напорный нефтепровод продукция частично подготавливается, поэтому в ее составе меньше коррозионно-агрессивных компонентов, чем в нефтегазопроводах. Скорость коррозии и аварийность напорных нефтепроводов в большинстве случаев ниже промысловых нефтегазопроводов. Однако риски при эксплуатации напорных нефтепроводов очень высоки. Так, если в случае аварии промыслового нефтегазопровода существует опасность остановки одного или нескольких кустов скважин, то при аварии напорного нефтепровода может остановиться одно или несколько месторождений.

Особенности механизма коррозии

Факторы, оказывающие максимальное влияние на механизм и интенсивность коррозии напорных нефтепроводов:

- возможность непредсказуемых скачков обводненности. При сбоях в работе объектов предварительной подготовки нефти возможно значительное повышение обводненности поступающей в напорные нефтепроводы продукции. Это особенно опасно для напорных нефтепроводов, по которым транспортируется низко-обводненная продукция. В нормальном режиме эксплуатации, коррозия данных трубопроводов может не представлять опасности. Однако периодическое поступление в них значительных количеств воды приводит к образованию водных скоплений на пониженных участках трассы.

- расслоение водно-нефтяной смеси, образование устойчивых водных скоплений. Характерной чертой напорных нефтепроводов, транспортирующих продукцию с обводненностью более 20 - 30 % является расслоенная структура потока с образованием водного подслоя. Кроме того, для всех напорных нефтепроводов, вследствие относительно невысоких скоростей потока, существует опасность образования водных скоплений на пониженных участках трассы, а также перед препятствиями потоку - П-образными компенсаторами, узлами задвижек, переходами и т.п.

- наличие в транспортируемой продукции растворенного кислорода. Повышенная концентрация кислорода является следствием длительного отстоя попутно-добываемой воды на объектах предварительной подготовки нефти и подсоса воздуха через сальниковые уплотнения перекачивающих насосов. Кислород значительно снижает эффективность большинства ингибиторов и увеличивает скорость коррозии.

Определение критических участков

Выбор участков опасных с точки зрения повышенной скорости коррозии целесообразно проводить при анализе фактических данных по аварийности и результатам технической диагностики. Критические с точки зрения повышенной скорости коррозии участки нефтегазопроводов:

- участки с повышенным уровнем аварийности;

- участки с минимальной измеренной толщиной стенки;

- участки, на которых производилась замена по причине повышенного износа.

В случае если аварий по причине коррозии не было, а надежные данные по технической диагностике отсутствуют, то выбор критических участков необходимо проводить согласно требованиям п. 5.3.5 настоящих методических указаний.

Критическими участками, на которых возможно снижение эффективности ингибирования в большинстве случаев являются конечные участки защищаемых направлений. Основной фактор, снижающий эффективность ингибирования данных участков - пониженная концентрация ингибитора вследствие его потерь при адсорбции на поверхности механических примесей, технологических отложений и др. при движении по трубопроводу.

Требуемый уровень Индекса Подачки ингибитора

За исключением особо ответственных трубопроводов, для напорных нефтепроводов (если не определена группа риска в соответствии с М-01.04.04-05 "Методические указания по оценке рисков промысловых трубопроводов для формирования программ надежности") рекомендуется принимать целевое значение ИП не менее 0,90.

Технология ингибирования

Требования к ингибиторам коррозии

Требования, предъявляемые к ингибиторам для защиты от коррозии напорных нефтепроводов, зависят от технологических характеристик последних.

При обводненности более 20-30% для большинства напорных нефтепроводов характерна расслоенная структура потока с наличием водного подслоя на всей протяженности трубопровода. Для обеспечения эффективной защиты необходимо применение реагентов обладающих способностью перераспределяться в водную фазу и накапливаться в ней.

В случае низкой обводненности транспортируемой продукции, основным фактором, влияющим на коррозию напорных нефтепроводов, является образование устойчивых водных скоплений. Снижение рисков аварий возможно только в случае достаточной концентрации ингибитора в водном скоплении. Основной проблемой при ингибировании подобных трубопроводов является обеспечение доставки нужного количества ингибитора к местам водных скоплений. В качестве "носителя" ингибитора используется нефть. Поэтому ингибитор должен обладать растворимостью в нефти. Одновременно ингибитор должен обладать способностью переходить в водную фазу.

Принципы и подходы к подбору ингибиторов коррозии для напорных нефтепроводов подробно описаны в Разделе 7 настоящих методических указаний.

Размещение точек ввода. Методы ингибирования

Подача ингибиторов в напорные нефтепроводы осуществляется методом постоянного дозирования с дозировочных установок расположенных на начальных точках трубопроводах - ДНС, УПСВ или КСП.

Очистка полости трубопроводов

Для повышения эффективности ингибирования целесообразно проводить периодическую очистку полости трубопроводов с применением механических очистных устройств. Это позволяет подготовить поверхность металла трубопровода - удалить с нее различного рода технологические отложения и загрязнения, которые могут затруднять доступ ингибитора к поверхности защищаемого металла. Другим положительным моментом применения очистных устройств является удаление водных скоплений.

Контроль ингибирования

Организация мониторинга при ингибировании напорных нефтепроводов детально изложена в п. 9.3 М-01.04.04-03.

Рисунок 7. Принципиальная схема ингибирования и контроля коррозии напорных нефтепроводов



6.5 Водоводы

Обоснование ингибирования

Основанием для ингибирования водовода является его включение в программу ингибиторной защиты, составленную на основании оценки рисков отказов при эксплуатации этого трубопровода. Как правило, такая ситуация имеет место, если:

- водоводы имеют высокий уровень аварийности;

- их остановка при аварии приводит к значительному падению в добыче нефти;

- аварии могут привести к значительным экологическим последствиям и влиять на состояние промышленной безопасности и охраны труда.

Кроме экономической оценки требуется оценить принципиальную возможность ингибирования в соответствии с требованиями п. 5.3.4 настоящих методических указаний.

Если концентрация кислорода в перекачиваемой воде превышает 1,5 ppm (мг/л), то ингибирование возможно при условии удаления кислорода с помощью химических реагентов (поглотителей кислорода) или принятия технологических мер, например обеспечения герметичности сальниковых уплотнений перекачивающих насосов и т.п.

Особенности системы

Технологические особенности

Системы водоводов имеют большую протяженность и часто повторяют по своей структуре системы нефтегазопроводов. Внутри каждой системы существует дополнительное подразделение на низконапорные и высоконапорные водоводы.

Низконапорные водоводы транспортируют воду до распределительных пунктов и насосных станций. На этих пунктах давление воды поднимается до значений выше пластового, достаточных для закачки в пласт. Транспортировка воды до нагнетательных скважин осуществляется по высоконапорным водоводам. В зависимости от пластовых условий и требований разработки месторождения давление закачки может быть в диапазоне 100-200 атм.

В зависимости от технологического происхождения транспортируемой воды водоводы могут быть:

- водоводами подтоварной (подготовленной пластовой) воды;

- водоводами сеноманской воды;

- водоводами пресной воды;

- водоводами, транспортирующими смешанные воды.

Особенности механизма коррозии

Факторы, оказывающие максимальное влияние на механизм и интенсивность коррозии промысловых водоводов:

- Присутствие в транспортируемой продукции растворенного кислорода. Кислород значительно снижает эффективность большинства применяемых в нефтепромысловой практике ингибиторов коррозии. Поэтому если в транспортируемой воде постоянно присутствует растворенный кислород, то основным условием эффективности ингибирования является удаление или предотвращение его попадания в воду. Насыщенная кислородом воздуха пресная вода из водоемов содержит до 8 ppm (мг/л) кислорода. В системах подтоварной воды основным источником кислорода являются некачественные сальниковые уплотнения насосов, а также технологические водяные резервуары для подготовки воды (отстоя остаточных нефтепродуктов). Содержание кислорода может быть сравнительно невелико - порядка 0,1-0,5 ppm (мг/л), но даже это количество представляет повышенную опасность коррозии и снижает эффективность ингибирования. Дополнительно, в воде для закачки в пласт может присутствовать остаточное количество CO2.

...