Организация и исполнение ингибирования коррозии промысловых трубопроводов

- Коррозионно-опасные микроорганизмы. В системах пресной воды заражение происходит естественным путем из открытых водоемов. В системах подтоварной воды, как правило, основным источником бактерий служат технологические резервуары. Если основным фактором, интенсифицирующим коррозию, является биозаражение, то отдельное применение ингибиторов коррозии не имеет особого практического смысла. В данном случае необходимо применять комплексную технологию - бактерицидные обработки + ингибирование.

- Присутствие в транспортируемой продукции растворенного углекислого газа и сероводорода. Данные коррозионно-активные газы содержаться в исходной попутно-добываемой воде. После процесса подготовки воды, концентрация этих газов вследствие дегазации значительно снижается, но их концентрация может быть достаточна для процессов коррозии. Сероводород может отсутствовать в исходной воде. Но в следствие сульфатредукции в присутствии сульфатвосстанавливающих бактерий на объектах подготовки, его концентрация в воде, используемой для целей ППД, может быть значительна.

Таблица 9. Факторы, влияющие на коррозию водоводов

Тип воды	Коррозионные факторы
Водоводы подтоварной (подготовленной пластовой) воды	О2, СО2, H2S, биокоррозия
Водоводы сеноманской воды	H2S, СО2, биокоррозия
Водоводы пресной воды	О2
Водоводы, транспортирующие смешанные воды	О2, СО2, H2S, биокоррозия

Определение критических участков

Критические участки промысловых водоводов в первую очередь определяются влиянием на эффективность ингибирования растворенного кислорода. Наибольшая концентрация кислорода имеется на начальных участках низконапорных водоводов. При движении воды по трубопроводу кислород расходуется в процессе коррозии и его концентрация на конечном участке, как правило, бывает невысока.

Однако на конечном участке в большинстве случаев наблюдается пониженная концентрация ингибитора коррозии. Поэтому, несмотря на низкую концентрацию кислорода, конечные участки водоводов также являются опасными.

Критическими участками промысловых водоводов являются начальные участки низконапорных водоводов и конечные участки низко- и высоконапорных водоводов.

Требуемый уровень Индекса Подачи ингибитора

За исключением особо ответственных трубопроводов, для промысловых водоводов (если не определены группы риска по М-01.04.04-05 "Методические указания по оценке рисков промысловых трубопроводов для формирования программ надежности") рекомендуется принимать следующие целевые значения ИП:

- для низконапорных - не менее 0,90;

- для высоконапорных - не менее 0,85%.

Технология ингибирования

Требования к ингибиторам коррозии

Для защиты промысловых водоводов необходимо применение ингибиторов растворимых или самодиспергируемых в воде. В случае если для конкретной водоводной системы выявлено значительное влияние на коррозию растворенного кислорода, то при подборе ингибиторов необходимо проведение дополнительных тестов на эффективность снижения скорости коррозии в присутствии кислорода. Чаще всего ингибиторы малочувствительные к присутствию кислорода обладают низкой индивидуальной эффективностью по отношению к углекислотной и сероводородной коррозии. Поэтому более целесообразным является удаление кислорода при помощи химических продуктов или за счет технологических изменений в технологии подготовки воды.

Размещение точек ввода. Методы ингибирования

Защита низконапорных водоводов осуществляется методом постоянного дозирования с дозировочной установки расположенной в месте отделения (источнике) воды - УПСВ, ДНС, КСП и т.п. с последующим транспортом воды до нагнетательных скважин.

Для защиты высоконапорных водоводов иногда бывает достаточно ингибитора, который поступает из низконапорной системы. В случае если эффективность ингибирования недостаточна, необходима установка дополнительной дозировочной установкой перед КНС или увеличение дозировки.

Контроль ингибирования

Организация мониторинга при ингибировании водоводов детально изложена в 9.4 М-01.04.04-03.

Рисунок 8. Схема ингибирования и мониторинга водоводов

6.6 Промысловые газопроводы

Проектирование и эксплуатации систем ингибирования промысловых газопроводов в целом аналогично нефтегазопроводам. Основные отличия связаны с особенностями свойств перекачиваемых сред и механизма коррозии.

Самой большой сложностью при проектировании ингибирования является решение проблемы нанесения "пленки" ингибитора на поверхность металла. Коррозия металла газопроводов может происходить по всему сечению трубы, даже при контакте с газовой фазой (через тонкие пленки конденсата). Газ не может выступать в качестве "носителя" ингибитора. Поэтому единственный надежный способ нанесения "пленки" ингибитора на металла - при непосредственном контакте с ингибитором или его концентрированном раствором. Наиболее целесообразный метод ингибирования - периодическое дозирование ингибитора между разделителями.

Постоянное дозирование может применяться в случае высокой скорости газового потока, относительно невысокой протяженности защищаемого трубопровода и распылительного устройства, позволяющего доставлять ингибитор к внутренней поверхности трубопровода по всей его длине.



7. Лабораторные испытания ингибиторов коррозии (ИК)

7.1 Общие положения

Цели и задачи лабораторного тестирования ИК

Наиболее значимым достоинством ингибирования является его универсальность. Эксплуатационная практика показала успешность применения этого способа в различных трубопроводных системах, отличающихся большим разнообразием температур, давлений, составов транспортируемых жидкостей, гидродинамических режимов.

В то же время не существует универсальных ИК, одинаково эффективных в широком диапазоне рабочих условий.

По этой причине нельзя начинать полномасштабное применение ИК для защиты трубопроводной системы без предварительной оценки его потенциальной защитной эффективности, даже если имеются сведения о положительных результатах применения ИК на других объектах.

Проведение опытно-промысловых испытаний - длительный и затратный способ проверки, требующий наличия надежно функционирующей системы мониторинга коррозии и не обеспечивающий возможности выбора наиболее подходящего ИК из большого количества коммерчески доступных.

Таким образом, для предварительного выбора ИК требуется использование надежных, достоверных и быстрых лабораторных методов оценки основных защитных и технологических свойств ИК.

Целями и задачами лабораторных проверок ИК являются:

- принципиальная оценка возможности применения ИК;

- сравнительное тестирование ряда ИК для выбора из их числа наиболее приемлемых для защиты данного трубопровода;

- предварительный подбор дозировки ИК для опытно-промысловых испытаний.

Лабораторное тестирование ингибиторов коррозии нескольких наименований от различных поставщиков является обязательным условием, первым этапом внедрения ИК в промышленное применение.

Данный раздел описывает общие принципы и закономерности, которые должны соблюдаться при организации лабораторных испытаний. Детальный порядок формирования и выполнения программ лабораторного тестирования ингибиторов коррозии требует разработки отдельного документа.

Подходы к проведению лабораторных испытаний ИК

Компания, организуя систематические лабораторные испытания ИК, вырабатывает подходы, получает опыт, а также разрабатывает и систематизирует программы испытаний ИК таким образом, чтобы они отражали условия и специфику эксплуатируемых систем.

Эти программы предоставляются поставщикам ИК для оценки свойств производимых ими продуктов. Такой подход устанавливает единый базис, лишенный неопределенностей, связанных с различными программами тестирования, которые приняты различными производителями ингибиторов. Это дает возможность сравнения конкурентных ингибиторов в одинаковых условиях, характерных для типичных трубопроводных систем.

7.2 Планирование лабораторных испытаний ИК

Структура молекул и механизм защитного действия ИК

Механизм действия пленкообразующих ИК состоит в создании разделительного барьера между металлической поверхностью, в том числе ее активными центрами, и коррозионно-активной средой за счет адсорбции на этой поверхности молекул ИК, образующих защитную пленку.

При этом чем прочнее пленка ИК сцеплена с металлической поверхностью и чем полнее последняя покрыта пленкой, тем выше защитная способность ИК.



Рисунок 9. Принципиальная схема защитного действия ингибиторов коррозии

В большинстве случаев молекулы ИК по строению подобны молекулам поверхностно-активных веществ (ПАВ) и состоят из гидрофильной и гидрофобной частей. Гидрофильная часть молекулы ИК представляет собой функциональную группу, а гидрофобная - углеводородную цепочку. Адсорбируясь на поверхности металла с помощью функциональных групп, молекулы ИК блокируют активные центры.

Прочность связи, образующейся между металлом и функциональной группой, зависит от ее природы и строения молекулы ИК. Прочная химическая связь молекул ИК с металлической поверхностью образуется редко. Преимущественно связь образуется за счет физической (обратимой) адсорбции ИК, которая может нарушаться под воздействием компонентов и потока рабочей среды. Различия в природе функциональных групп объясняет селективность ингибиторов по отношению к средам различного состава и агрессивности. Функция углеводородной цепочки заключается в создании гидрофобного слоя. Образуясь при адсорбции молекул ингибитора на металле, этот слой создает барьер, препятствующий контакту водной фазы и агрессивных веществ с металлической поверхностью.

Механизм защитного действия ИК представлен на рисунке 9.



Рисунок 10. Структура молекул типичных ингибиторов коррозии аминного типа

Чаще всего ИК производятся на основе азотсодержащего сырья - аминов, амидов, имидазолинов, пиридинов, четвертичных оснований и др., - т.е. в состав их функциональной группы входит атом азота (N). Структурные формулы молекул таких ИК показаны на рисунке 10.

В некоторых случаях находят применение ИК и другого типа, например, фосфатного, для систем с углекислотной коррозией.

Таким образом, ИК, применяемые в нефтегазодобыче, различны и многообразны по строению и свойствам. Товарные формы отдельных ИК могут представлять собой смесь двух и более различных компонентов, в которую входят как активные (защитные) компоненты, так и компоненты, обеспечивающие технологические и эксплуатационные свойства ИК (растворимость, диспергируемость, антивспениваемость), облегчают доставку ИК к защищаемой поверхности и т.д.

Растворимость и/или диспергируемость ИК в жидких рабочих средах (воде и углеводородах) являются одними из их важнейших характеристик, т.к. они определяют возможность переноса ИК по защищаемой системе, а также доставки к поверхностям, требующим защиты.

В соответствии с классификацией, принятой в практике ингибиторной защиты, по степени растворимости/диспергируемости в жидких средах все ИК подразделяются на:

- водорастворимые;

- углеводородорастворимые;

- углеводородорастворимые-вододиспергируемые;

- нерастворимые ни в воде, ни в углеводородах.

Рисунок 11. Схематическая зависимость концентрации в воде преимущественно водорастворимого (ИК-1) и преимущественно нефтерастворимого (ИК-2) ИК от содержания воды в смеси при дозировке ИК 30 мг/л жидкостей

Удобным с практической точки зрения приемом для оценки характера распределения ИК между водой и нефтью является введение качественной характеристики преимущественной растворимости. Это понятие проиллюстрировано на рисунке 11.

ИК, растворяющийся в нефти и воде, считается преимущественно водорастворимым, если его концентрация в водной фазе растет при уменьшении обводненности (ИК-1).

ИК, растворяющийся в нефти и воде, считается преимущественно нефтерастворимым, если его концентрация в водной фазе растет с увеличением обводненности (ИК-2).

Углеводородорастворимые-вододиспергируемые ИК в статических условиях концентрируются в углеводородной фазе. В динамических условиях (при энергичном перемешивании двухфазной рабочей среды) значительная часть внесенного в систему ИК может переходить в водную фазу среды (диспергироваться в ней) вместе с каплями нефти, но через некоторое время после прекращения перемешивания диспергированная часть ИК снова возвращается в углеводородную фазу.

Три первых вышеуказанных типа ИК могут доставляться к защищаемой поверхности трубы из фазы, в которой они преимущественно сконцентрированы, и обеспечивать определенный уровень защиты поверхности металла, контактирующей с ней.

Нерастворимые ни в воде, ни в углеводородах ИК не растворяются и не диспергируют ни в одной из указанных фаз ни при каких условиях (статических или динамических) рабочей среды. Эти ИК не могут быть доставлены к защищаемой поверхности рабочей средой и для эффективного применения требуют специальной технологии ингибирования.

Разработка программы испытаний ИК

При планировании лабораторных испытаний главной задачей является правильное определение требуемых свойств ИК. Основное свойство - обеспечение высокого защитного эффекта - зависит от соответствия ингибитора механизму коррозии в системе (например, ингибиторы сероводородной коррозии малоэффективны в углекислотных системах). Дополнительные свойства определяются выбором технологии ингибирования и назначением ингибируемой системы.

В соответствии с программой испытаний, состоящей из нескольких стадий, свойства ИК тестируются последовательно в порядке убывания важности. ИК, не прошедшие тестирование на очередной стадии, отсеиваются и к последующим стадиям тестирования не допускаются. ИК, прошедшие все стадии отбора, могут быть использованы для защиты тех объектов, условия которых моделировались в последовательности тестов. Для них можно продолжить тестирование в целях оценки дозировок и экономических показателей.

Ниже определены основные требования к свойствам ИК в зависимости от технологии ингибирования и назначения ингибируемой системы. Конкретные условия испытаний будут зависеть от параметров той системы, для которой подбирается ИК.

Основные требования к ИК при технологии периодического дозирования между поршнями

Основным требованием к ИК является минимальная растворимость, препятствующая быстрой потере защитных свойств пленки под действием потока после ее нанесения. Низкая растворимость в воде желательна при любой обводненности, т.к. коррозия протекает в водной фазе. По мере роста содержания нефти начинает играть роль растворимость в нефтяной фазе.

Для тестирования защитных свойств воспроизводится процесс деградации пленки путем удаления ИК с поверхности металла промывкой в жидкостях, состав которых соответствует составу жидкостей в реальной системе, и воде; промывку предпочтительно проводить при гидродинамических условиях, соответствующих условиям эксплуатации.

Основные требования к ИК при технологии периодического дозирования в поток жидкости

Основным требованием является растворимость либо способность образовывать устойчивую эмульсию в жидкости. При этом ИК одновременно сохраняет способность доставляться к поверхности металла и образовывать устойчивую защитную пленку.

Для тестирования защитных свойств воспроизводится процесс деградации пленки путем удаления ИК с поверхности металла промывкой в жидкостях, состав которых соответствует составу жидкостей в реальной системе, и воде; промывку предпочтительно проводить при гидродинамических условиях, соответствующих условиям эксплуатации.

Основные требования к ИК при технологии постоянного дозирования в поток жидкости для систем различного назначения

Технология постоянного дозирования ИК в трубопроводы получила наибольшее распространение для защиты линейных и разветвленных трубопроводных систем (см. п. 7.2.1.).

Кроме обеспечения высоких защитных свойств ИК должен иметь специфические технологические свойства (растворимость, диспергируемость, прочность защитной пленки), которые позволяют ему достигать поверхности стенки трубы и образовывать защитную пленку. Именно технологические свойства, в данном случае, играют ключевую роль для оценки применимости ИК для выбранной системы трубопроводов.

Зная требуемые свойства ИК, можно составлять программы испытаний для трубопроводных систем различного назначения.

Нефтепромысловые трубопроводы транспортируют нефть, газ и минерализованную воду. ИК может достигать стенки трубы только из воды или нефти. Поэтому при определении требуемых свойств ингибитора следует знать особенности гидравлических режимов защищаемых трубопроводов, а именно наличие смачивания всей внутренней поверхности нефтью или водой.

На практике главная характеристика гидравлического режима, влияющая на выбор ингибитора коррозии и, следовательно, на проведение его лабораторных испытаний - наличие возможности расслоения потока жидкости в трубопроводе.

Если в трубопроводе возможно расслоение потока жидкости на нефть и воду, то ингибитор коррозии может достигнуть защищаемой поверхности трубопровода только из водной фазы, в которой он должен быть растворен или диспергирован.

Расслоение возникает и в случае малых скоростей потока, и в случае пробковых режимов, когда скорость потока жидкости изменяется в широких пределах. Фактическая локализация коррозионных повреждений на трубопроводах, определенная по факту порывов или в результате диагностирования, однозначно показывает на расслоение жидкости и механических примесей в трубопроводе.

Наличие механических примесей существенно снижает эффективность ингибирования и требует повышения дозировок. Данный фактор необходимо учитывать при разработке программы лабораторных испытаний по подбору ИК для таких трубопроводов.

Выделяются следующие особенности программ испытаний ИК для различных трубопроводов:

- водоводы линейные и разветвленные;

Основными свойствами ИК являются диспергируемость/растворимость в воде и защитная способность.

- водоводы линейные и разветвленные малопроточные с нестабильными режимами эксплуатации;

Основными свойствами ИК являются растворимость в воде и защитная способность.

- нефтепроводы с отсутствием расслоения потока;

Это, как правило, линейные трубопроводы со стабильными характеристиками потока. Разветвленные системы крайне редко могут быть отнесены к этой категории. Основным требованием к ИК является растворимость либо способность образовывать устойчивую эмульсию в жидкости. При этом ИК одновременно сохраняет способность доставляться к поверхности металла и образовывать устойчивую защитную пленку.

- нефтепроводы с расслоенным потоком жидкости.

Линейные и разветвленные. В данном случае энергии потока не хватает для смачивания поверхности трубы всеми фазами, поэтому наиболее важно наличие ингибитора в воде. Растворимость в нефти при этом не имеет критического значения, необходимо, чтобы ИК в этом случае обладал достаточной растворимостью в воде. Требуемые свойства ИК - диспергируемость/растворимость в воде, распределение между водой и углеводородами и защитная способность.

- нефтепроводы с низким содержанием воды и расслоенным потоком

Здесь важна растворимость ИК в нефти, т.к. перенос ИК в водные скопления должен происходить за счет его способности диспергироваться/растворяться одновременно в нефти и воде. Требуемые свойства ИК - диспергируемость/растворимость в нефти/воде, распределение между водой и углеводородами и защитная способность.

Для всех типов трубопроводов с высокой скоростью потока к соответствующим требуемым свойствам ИК добавляется устойчивость пленки в водной фазе.

7.3 Принципы лабораторных испытаний ИК

Среды для тестирования защитных свойств

Поскольку коррозия протекает в воде, тестирование защитных свойств ИК рекомендуется производить в водной среде без нефтяной фазы. Отсутствие нефти в тесте дает возможность для измерения скорости коррозии практически без ограничений использовать метод сопротивления линейной поляризации (LPR), как наиболее оперативный. В качестве водной среды рекомендуется использование моделей пластовых вод, основанных на результатах анализа попутно добываемой воды. Замена пластовых вод модельными средами позволяет повысить воспроизводимость результатов тестирования.

Оценка растворимости/диспергируемости ИК

Тестирование растворимости / диспергируемости ИК необходимо для качественного определения соответствия данных свойств выбранной технологии ингибирования, поэтому оценка растворимости и диспергируемости выполняется визуально.

Ниже приведен ряд замечаний, которые необходимо учитывать при оценке растворимости / диспергируемости ИК:

- Оценку рекомендуется проводить с использованием модельных жидкостей. В случае исследования растворимости / диспергируемости в водной фазе, применение пластовой воды допустимо при содержании нефтепродуктов не более 20 мг/л.

- Поскольку все нефти практически непрозрачны, то для визуальной оценки растворимости/диспергируемости в углеводородной фазе необходимо пользоваться модельной смесью светлых нефтепродуктов. Но при этом надо предельно внимательно относиться к моделированию состава нефтяной фазы. Модель нефтяной фазы должна, как минимум, воспроизвести соотношение алифатических и ароматических углеводородов в природной нефти. Присутствие ароматических углеводородов может радикально менять растворимость ИК в нефти. Игнорирование этого факта может привести к существенным ошибкам в оценке применимости ИК.

- На растворимость/диспергируемость ИК влияют температура, кислотность, минерализация среды, состав нефти и скорость потока, поэтому при лабораторных испытаниях величины данных параметров должны моделироваться.

- Визуальная оценка растворимости/диспергируемости при концентрациях, характерных для постоянного дозирования (5-50 мг/л), практически невозможна. Поэтому оценку производят при высоких концентрациях (0,5-1,0%).

- В данных тестах оценивается растворимость и диспергируемость товарных форм ИК, а не их активной основы. Наличие в составе товарных форм ИК растворителей и ПАВ может искажать оценку растворимости активных компонентов. Активная основа ИК может оказаться как растворимой, так и не растворимой в данной среде, поэтому ИК, проявляющие способность к диспергированию, допускаются к тестированию защитных свойств и оценке распределения.

Оценка распределения ИК между водной и углеводородной фазами

Визуальная оценка распределения ИК неприемлема, т.к. требуется количественная оценка, характеризующая способность растворяться одновременно в нефти и воде.

Ниже приведен ряд замечаний, которые необходимо учитывать при оценке распределения ИК между водной и углеводородной фазами:

- При заданной дозировке ИК на полный объем жидкости достаточно иметь возможность оценивать содержание ИК в водной фазе. Поэтому при моделировании этой составляющей механизма коррозии и ингибирования в лабораторных условиях рекомендуется пользоваться смесями модели пластовой воды с нефтью.

- Можно выделить две группы методов оценки распределения - прямые и косвенные. Группа прямых методов объединяет методы, определяющие концентрацию ИК в среде. К ним относятся спектральные и химические методы. В качестве косвенного параметра можно использовать скорость коррозии в водной фазе, в которую перераспределяется ИК. Тогда в качестве методов измерения могут использоваться баббл-тест или другие методы в зависимости от гидродинамического режима в реальной системе.

- Для одновременной оценки распределения и защитных свойств в системах с постоянным содержанием воды и с турбулентным режимом течения можно использовать баббл-тест при статических условиях.

- Проведение косвенной оценки распределения при различных дозировках и параметрах обводненности дает возможность характеризовать исследованный ИК как преимущественно водорастворимый или преимущественно нефтерастворимый, что важно для систем с переменным содержанием воды.

Оценка защитных свойств ИК

Для оценки защитных свойств могут использоваться различные способы измерения скорости коррозии - образцы-свидетели, методы электросопротивления и сопротивления линейной поляризации. Последний метод наиболее предпочтителен для применения в лабораторных условиях благодаря своему быстродействию. Его недостаток - требования к электропроводности среды. Поэтому область его надежного применения - водные среды без добавки нефтяной фазы. Для оценки способности ингибиторов тормозить локализованную коррозию рекомендуется применение методов циклической вольтамперометрии. В случаях, если необходимо определять скорость коррозии в эмульсионной среде, для измерений рекомендуется метод электрического сопротивления высокого разрешения (CEION).

Ниже приведен ряд замечаний, которые необходимо учитывать при оценке защитных свойств ИК:

- необходимо использовать однородный стальной образец-свидетель или электрод из марки стали, близкой по химическому составу материалу трубы;

- рекомендуется использовать модель пластовой воды вместо реальной воды, которая может быть нестабильна в условиях хранения;

- в ингибируемой системе даже 0,02-0,03 мг/л кислорода могут существенно повысить скорость коррозии. Этот рост происходит из-за потери эффективности ингибирования в присутствии кислорода. Поэтому существенно, чтобы в условиях теста особое внимание уделялось деаэрации ячеек;

- для дополнительной оценки способности ИК снижать скорость локальной коррозии рекомендуется после завершения замеров методом сопротивления линейной поляризации проводить тесты по методу циклической вольтамперометрии;

- для влажных газовых сред рекомендуется пользоваться моделью жидкой фазы и не применять смеси жидкости и газа.

Все параметры - температура, состав воды, газовой фазы, напряжение сдвига - должны варьироваться при проведении испытаний защитных свойств в пределах, охватывающих весь возможный диапазон их изменения.



8. Опытно-промышленные испытания ингибиторов коррозии

8.1 Введение

Данный раздел посвящен опытно-промышленным испытаниям ингибиторов коррозии. В разделе:

- сформулированы цели и задачи ОПИ;

- представлены требования к организации работ по ОПИ;

- определены подходы к выбору объектов для ОПИ;

- представлены требования к системам ингибирования и мониторингу при испытаниях;

- определен порядок проведения испытаний;

- определены подходы для определения успешности проведенных испытаний.

8.2 Общие положения

Цели и задачи опытно-промышленных испытаний

Целью испытаний является систематичное повышение эффективности функционирования всей системы ингибиторной защиты промысловых трубопроводов.

ОПИ разделяются по цели испытаний на две группы:

- Группа I - ОПИ новых продуктов. Данная группа ОПИ предназначена для внедрения в Компании новых эффективных ингибиторов коррозии;

- Группа II - ОПИ ингибиторов, которые в текущий момент применяются в Компании. Данная группа ОПИ производится в целях для расширения областей применения реагентов.

Независимо от принадлежности к группам, задачами ОПИ являются:

- подтверждение принципиальной возможности применения реагентов для защиты от коррозии каких-либо групп трубопроводов;

- оценка эффективных рабочих дозировок;

- оценка эффективности технологий применения ингибиторов.

ОПИ группы I.

Необходимость проведения ОПИ может быть связана:

- с очевидной низкой эффективностью применяемых в текущий период ингибиторов коррозии (при условии соблюдения требуемого уровня Индекса Подачи);

- с поиском новых, потенциально более эффективных продуктов.

ОПИ группы I проводятся для продуктов, которые показали лучшие свойства при сравнительном лабораторном тестировании в соответствии с требованиями раздела 7 настоящих методических указаний.

ОПИ группы I должны проводиться регулярно. Рекомендованная частота - не реже одного раза в год в каждом добывающем предприятии Компании.

ОПИ группы I связаны с дополнительными затратами сверх стандартной производственной программы. Поэтому они должны быть предусмотрены в бизнес-планах в виде отдельной позиции в рамках программы работ по ингибиторной защите трубопроводов.

ОПИ группы II

ОПИ группы II могут проводиться:

- в случае принципиального изменения режимов эксплуатации ингибируемых трубопроводов, которое привело к снижению эффективности защиты;

- при появлении необходимости внедрения ингибирования на новых типах объектов, технологические характеристики которых принципиально отличаются от характеристик объектов, где реагенты уже применяются штатно или успешно прошли ОПИ.

Перед проведением ОПИ необходимо удостовериться в принципиальной возможности применения ингибитора коррозии в условиях отличных от условий, в которых имеется положительный опыт применения. Опытно-промышленные испытания проводятся только в случае получения положительных результатов, полученных в результате лабораторной оценки применимости ингибитора коррозии и технологии его применения.

ОПИ группы II должны проводиться по мере необходимости.

Основные принципы проведения ОПИ.

ОПИ являются относительно краткосрочным мероприятием, результаты которого будут использованы для принятия решения о долгосрочном использовании ингибитора коррозии. Ошибочные результаты при ОПИ могут повлечь неоправданные затраты. По этой причине получаемые в процессе ОПИ результаты должны обладать полной достоверностью. Для этого должны быть соблюдены следующие принципы:

Точное соблюдение технологии ингибирования в течение всего периода ОПИ.

Под этим подразумевается:

- ежедневный контроль работы дозирующего устройства и ежедневное определение текущей дозировки по защищаемым участкам;

- ежедневный контроль расхода жидкости по трубопроводу, на котором производятся ОПИ;

- обеспечение Индекса Подачи ингибитора коррозии не менее 0,95.

Обеспечение требуемого мониторинга коррозии в течение всего периода ОПИ.

В целях получения объективной информации мониторинг технологии ингибирования и мониторинг коррозии должны производиться независимыми исполнителями, т.е. либо собственными силами добывающих предприятия, либо независимыми специализированными организациями. Требуемый уровень мониторинга коррозии изложен в п.6.6 М-01.04.04-03.

Стадии ОПИ

Опытно-промышленные испытания включают в себя следующие стадии:

- формирование ответственной группы;

- формулировка целей и задач испытаний, требуемой области применимости результатов;

- выбор объектов;

- разработка схемы коррозионного мониторинга и ингибирования;

- определение критериев успешности испытаний;

- разработка программы ОПИ и схемы взаимодействия сторон, участвующих в испытаниях;

- выполнение ОПИ;

- определение успешности ОПИ;

- принятие решения об использовании полученных результатов.

Этапы выполнения ОПИ

Основные этапы проведения испытаний:

- определение фоновых скоростей коррозии (в случае если фоновые скорости коррозии по данному объекту известны, то этап может быть исключен из программы ОПИ);

- определение эффективности ингибирования при каких-либо первоначально заданных параметрах ингибирования;

- определение оптимальных параметров ингибирования.

8.3 Организация работ по ОПИ

Формирование ответственной группы

В целях контроля и инженерного сопровождения работ по опытно-промышленным испытаниям ингибиторов коррозии создается рабочая группа, в состав которой входят:

- Представитель добывающего предприятия, отвечающий за эксплуатацию трубопроводов и химические технологии добычи (например, Начальник УЭТ или Начальник Отдела Эксплуатации Трубопроводов);

- Представитель добывающего предприятия, отвечающий за ингибирование и коррозионный мониторинг;

- Представители ДДНГ Компании;

- Представитель подрядчика, проводящего коррозионный мониторинг в процессе ОПИ;

- Представитель подрядчика, осуществляющего обслуживание дозировочных устройств;

- Лаборант-исполнитель лаборатории входного контроля химических реагентов.

Обязанности участников ОПИ

Распределение обязанностей может отличаться в некоторых деталях, в соответствии со сложившейся организационной структурой по обеспечению ингибиторной защиты трубопроводов. Не подлежит изменению принцип независимости организации, производящей мониторинг коррозии и контроль технологии при проведении ОПИ.

В целом обязанность организовать испытания лежит на представителе добывающего предприятия, ответственном за эксплуатацию трубопроводов. Основная деятельность в процессе испытаний:

- планирование и координация взаимодействия участников испытаний;

- организация получения и обмена информацией;

- контроль за своевременностью предоставления технологической информации: расхода жидкости, обводненности, режима течения, скорости потока, данных мониторинга, количестве ингибитора, аварийности, толщинометрии;

- организация регулярных совещаний по результатам испытаний и принятие решений о корректирующих действиях.

Обязанность цеха добычи или эксплуатации/обслуживания трубопроводов, на объекте которого производится испытание, заключается в своевременном обустройстве Узлов Контроля Коррозии и своевременном представлении надежных данных по аварийности и диагностике объекта.

Обязанность подрядчика, проводящего мониторинг коррозии - разработка системы мониторинга, своевременное получение и предоставление отчетности по данным о скоростях коррозии и характеристикам агрессивности.

Обязанность подрядчика, проводящего закачку ингибитора - обеспечение требуемой дозировки и Индекса Подачи ингибитора, поддержание исправности дозировочных устройств, узлов ввода ингибитора в трубопровод. В случае если закачка осуществляется силами добывающего предприятия, обязанности переходят к его соответствующим службам.

Производитель ингибитора может присутствовать при всех операциях и мероприятиях входящих в состав ОПИ, а также получать промежуточные результаты. При этом претензии к методологии и качеству выполнения работ должны излагаться на еженедельных (ежемесячных) технических советах. В противном случае претензии к рассмотрению приниматься не могут.

Разработка Программы ОПИ

Программа ОПИ является основным документом, определяющим цели и задачи испытаний, на основании которого осуществляются все мероприятия и операции при проведении испытаний. Типичная Программа ОПИ приведена в Приложении 2 к настоящим методическим указаниям. Программа ОПИ должна содержать следующие разделы:

- Цели и задачи ОПИ:

- обоснование необходимости проведения конкретных испытаний,

- постановка целей и задач испытаний;

- определение области применимости результатов ОПИ (в каких трубопроводных системах, на каких месторождениях и в каких цехах планируется использование результатов).

- Объект испытаний:

В данном разделе Программы ОПИ должно быть приведено обоснование выбора объекта для ОПИ и представлены его технологические характеристики.

- Критерии успешности ОПИ:

- характеристики правильности выбора объекта;

- целевые показатели при ингибировании

- показатели качества исполнения ОПИ. Ключевые Индикаторы Деятельности (КИД), например - Индекс Подачи ингибитора, выполнение графика мониторинга и др. Ключевые Показатели Эффективности (КПЭ), например - целевой Защитный Эффект или целевая скорость коррозии по образцам - свидетелям;

- Технология ингибирования:

- точки ввода ингибитора;

- методы ингибирования;

- требуемый уровень Индекса Подачи;

- параметры ингибирования (дозировка, периодичность ингибирования) на различных этапах испытания.

- Система мониторинга:

- размещение точек контроля;

- методы контроля;

- марки оборудования.

- Программа ОПИ:

- график выполнения операций и мероприятий;

- лица, ответственные за выполнение операций и мероприятий.



8.4 Выбор объектов для проведения испытаний

Общие требования к объектам для ОПИ

Опытно-промышленные испытания проводятся на ограниченном количестве объектов, характеризующихся достаточно узким диапазоном технологических характеристик. Результаты, полученные при проведении ОПИ, должны быть применимы для большого числа промысловых объектов. Поэтому от выбора объекта испытаний зависит качество и дальнейшая применимость полученных результатов.

Результаты испытаний могут быть применимы:

- для месторождения или группы месторождений с идентичным составом добываемой продукции, на которых проводились испытания;

- для трубопроводных систем, с обводненностью и химическим составом сред аналогичным объектам на которых проводились испытания.

Перед тем как выбрать объект для проведения ОПИ необходимо определиться с объектами, на которые в дальнейшем будут распространены результаты испытаний. Затем определить механизм коррозии свойственный этим объектам. Объект, выбранный для проведения ОПИ, должен обладать механизмом коррозии характерным для объектов, на которые в дальнейшем будут распространены результаты испытаний. Подробно принципы выбора объектов для различных типовых трубопроводных систем изложены ниже.

Для проведения испытаний не должны выбираться объекты, для которых в ближайшие шесть месяцев планируется их замена, реконструкция или вывод из эксплуатации.

Нефтегазопроводы и напорные нефтепроводы

Внутри одного месторождения или группы идентичных месторождений основными факторами, определяющими механизм коррозии нефтегазопроводов и напорных нефтепроводов, являются:

- обводненность продукции;

- режим транспортирования продукции.

В зависимости от обводненности, механизм коррозии отличается:

- для трубопроводов транспортирующих низко-обводненную продукцию;

- для трубопроводов транспортирующих эмульсию типа "вода в нефти";

- для трубопроводов транспортирующих эмульсию типа "нефть в воде".

Механизм коррозии также будет отличаться при различиях режимов транспортирования продукции: при эмульсионной, расслоенной структуре потока и при наличии водных скоплений.

В зависимости от комбинации перечисленных факторов выделяются четыре типа объектов для проведения ОПИ, которые представлены в таблице 10.

Каждый тип объектов соответствует наиболее вероятному и опасному с точки зрения коррозии случаю для различных интервалов обводненности. Например, если по трубопроводу транспортируется низкообводненная продукция, то наибольшую опасность предоставляет коррозия в местах образования водных скоплений. Поэтому и ингибитор должен испытываться в трубопроводах, где присутствуют водные скопления - тип 1 объектов для ОПИ.

Для трубопроводов транспортирующих достаточно обводненную эмульсию типа "вода в нефти" наибольшую опасность представляет образование подслоя воды или высоко-обводненной эмульсии - тип 2 объектов для ОПИ.

Для трубопроводов транспортирующих высоко-обводненную эмульсию типа "нефть в воде", опасность представляет как эмульсионная, так и расслоенная структура потока. Требования к ингибиторам для этих двух случаев отличаются. Поэтому выделяются два типа объектов - тип 3 и тип 4.



Таблица 10. Типы объектов для проведения ОПИ

Структура потока	Обводненность, %
	менее 20	20 - 70	более 70
Эмульсионная			Тип 4
Расслоенная		Тип 2	Тип 3
Водные скопления	Тип 1

В некоторых случаях удается выбрать трубопровод, на котором существуют участки, соответствующие различным типам объектов из таблицы 10. Это позволяет получить значительно больший объем полезной информации без кратного увеличения затрат на испытания.

Водоводы

Внутри одного месторождения, или группы идентичных месторождений, основным фактором, определяющими механизм коррозии водоводов является концентрация растворенного кислорода. Если в системах водоводов, где планируется использовать результаты опытно-промышленных испытаний, существует проблема наличия растворенного кислорода, то объект ОПИ должен быть таким, чтобы концентрация кислорода в транспортируемой воде находилась в соответствующем интервале значений. Но при этом концентрация растворенного кислорода не должна превышать значения 1,5 ppm (мг/л) (см. п. 5.3.4, таблица 3).

Если системы водоводов, в которых планируется использование результатов ОПИ, значительно отличаются по содержанию в транспортируемой продукции углекислого газа, сероводорода или коррозионно-активных микроорганизмов, это также необходимо учитывать при выборе объекта для ОПИ.



8.5 Система ингибирования и мониторинга

Требования к системе ингибирования

Система ингибирования должна разрабатываться в соответствии с требованиями раздела 3 настоящих методических указаний. Основным требованием к системе ингибирования при ОПИ является обеспечение уровня Индекса Подачи ингибитора не ниже 0,95. Для достижения этого уровня Индекса Подачи необходимо соблюдать требования к контролю и эксплуатации системы ингибирования сформулированные в п. 5.3.10.

Обобщенные требования к системе ингибирования в процессе ОПИ сведены в Таблице 11.

Таблица 11. Общие требования к контролю системы ингибирования при проведении ОПИ

Общие требования
Время, в течение которого допустимо нарушение технологии ингибирования, сут: - в течение месяца	1
Контроль технологических параметров трубопроводной системы	Обязателен
Периодичность контроля расхода ингибитора	Не реже чем раз в сутки
Периодичность контроля расхода жидкости и обводненности	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
Контроль параметров работы дозировочных установок и узлов ввода
Проверка наличия подачи ингибитора в нагнетательную линию	Дистанционное оповещение об остановке насоса или ежедневно
Замер уровня ингибитора в расходной емкости	ежедневно
Корректировка подачи ингибитора	В течение 12 ч после обнаружения отклонений
Калибровка расходной емкости, насосов и расходомера	Не реже одного раза в 3 месяца
Плановый ремонт и ревизия оборудования дозировочной установки и узлов ввода	Не реже одного раза в 3 месяца
Контроль эффективности ингибирования
Периодичность предоставления отчетов по результатам мониторинга и ингибирования (результаты, КИД, КПЭ)	Еженедельно
Отбор проб и определение качества ингибитора в емкости	Не реже одного раза в 3 месяца
Анализ остаточного содержания ингибитора в точках контроля	Еженедельно
Требуемое время реагирования средств коррозионного мониторинга	Не более недели

При проведении ОПИ более точные результаты получаются, если вместо ИП равного 0,95, закачка производится при значении ИП, стандартном для выбранного трубопровода. При этом необходимо увеличить длительность ОПИ за счет исполнения не менее 3-х циклов коррозионного мониторинга для каждой дозировки, предусмотренной программой ОПИ, со статистической обработкой получаемых результатов. Такие испытания рекомендуется проводить на крупной опытно-промышленной партии ИК на полной гидравлически независимой системе, например, системе нефтесбора одной ДНС.

Требования к системе мониторинга скорости коррозии

Мониторинг коррозии должен осуществляться согласно требованиям М-01.04.04-03 "Методических указаний по организации и исполнению программ мониторинга коррозии промысловых трубопроводов" для уровня Индекса Подачи равного 0,95.

Характерные целевые параметры при проведении ОПИ

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

- степень защиты;

- скорость коррозии в присутствии ингибитора по данным коррозионного мониторинга (датчики или образцы-свидетели);

- дозировка.

Принимаются следующие целевые значения данных параметров:

- степень защиты - не менее 90%;

- остаточная скорость коррозии - не более 0,05 мм/год при условии отсутствия на поверхности металла образцов или датчиков ярко выраженных локальных коррозионных дефектов.

Дозировка ингибитора коррозии зависит от степени агрессивности конкретного объекта

В соответствии с этими требованиями, контроль скорости коррозии должен проводиться с использованием приборных средств мониторинга. В связи с высокой значимостью результатов ОПИ необходимо одновременно использовать образцы-свидетели. Это позволяет, за счет дублирования метода замера повысить надежность системы мониторинга, а также контролировать локальную коррозию.

В связи с малой продолжительностью ОПИ применение средств неразрушающего контроля толщины стенки нецелесообразно.

8.6 Общие требования к проведению испытаний

Обеспечение надежности и достоверности информации

Отработка схемы и разработка протоколов взаимодействия между подразделениями добывающего предприятия, подрядчика занятого в закачке ингибитора и подрядчика, проводящего коррозионный мониторинг с целью своевременного получения достоверной информации об изменениях технологических характеристик трубопроводов и режимов работы дозировочных установок.

Определение значения фоновой скорости коррозии

Измеряют фоновую (в отсутствии ингибитора коррозии) скорость общей и локальной коррозии по образцам-свидетелям и скорость коррозии по показаниям приборов. При анализе динамики изменения скорости коррозии по показаниям прибора выявляют факторы, влияющие на изменение коррозионной агрессивности: изменение состава продукции, загрузки трубопровода и т.п. Продолжительность этапа - как правило, не менее одного месяца.

Часто отмечается явление непостоянства фоновой скорости коррозии, варьирующейся в широких пределах. В таких условиях трудно оценить эффективность ингибитора по величине защитного эффекта, которая зависит от величины фоновой скорости коррозии. Получение статистически надежного значения фоновой скорости коррозии возможно только на основании статистической обработки большого числа получаемых результатов. Это означало бы увеличение длительности этого этапа до шести и более месяцев, что не является рациональным. В таком случае целесообразно проводить данный этап не дольше, чем необходимо для получения относительно высокого (0,2-0,3 мм/год и выше) значения скорости коррозии, подтверждающего сам факт высокой скорости коррозии. После этого эффективность ингибирования следует оценивать по критерию остаточной скорости коррозии, приведенной в п. 8.5.3 настоящих методических указаний. При этом для обеспечения надежности результата необходимо проводить 3 цикла мониторинга коррозии для каждой дозировки ингибитора

В случае если для трубопроводов характерен механизм локальной коррозии, а общая коррозия невысокая, то продолжительность этапа может быть увеличена до 2-3 месяцев. Это необходимо для надежной оценки скорости локальной коррозии по образцам-свидетелям.

Определение эффективности при начальных параметрах ингибирования

На данном этапе задают какие-либо начальные параметры ингибирования:

- ударная дозировка и ее продолжительность при постоянном дозировании;

- рабочая дозировка при постоянном дозировании;

- периодичность ингибиторных обработок;

- объем ингибитора на единовременную обработку.

Все перечисленные параметры даются при выбранном фиксированном значении Индекса Подачи.

Эти параметры определяются:

- с учетом рекомендаций производителя реагента;

- в соответствии с принятыми в Компании параметрами ингибирования;

- с учетом опыта применения реагента на других объектах Компании.

По результатам контроля коррозии на данном этапе определяют достижение целевых параметров эффективности ингибирования по снижению скорости коррозии.

Определение оптимальных параметров ингибирования

По результатам определения достижения целевых параметров вносятся изменения в технологию ингибирования. Если целевые параметры эффективности по снижению скорости коррозии достигнуты, то производят:

- снижение дозировки до заранее определенной величины;

- увеличение периодов между ингибиторными обработками, или снижение количества единовременно закачиваемого ингибитора.

Если целевые параметры эффективности не достигнуты, то дозировку увеличивают, период между обработками уменьшают и т.д.

В результате определяются оптимальные параметры ингибирования, которые обеспечивают достижение требуемых целевых показателей эффективности ингибирования по снижению скорости коррозии.



8.7 Определение успешности ОПИ. Выводы по результатам испытаний

Подтверждение правильности выбора объекта для ОПИ

В случае если объект был выбран неправильно, и он не соответствует характерному механизму коррозии, то результаты испытаний не будут иметь практической значимости. Главным критерием правильности выбора объекта для испытаний является скорость и механизм коррозии.

Соответствие механизма коррозии определяется по результатам анализа химического состава сред, обводненности и фактической структуры потока.

Скорость коррозии определяется по результатам мониторинга на этапе определения фоновых скоростей коррозии.

Зафиксированная скорость коррозии должна иметь типичное для рассматриваемых месторождений значение. Ее величина должна быть такой, чтобы позволить с достаточной точностью зафиксировать изменение скорости коррозии в присутствии ингибитора. Рекомендуемая минимальная фоновая скорость коррозии - не менее 0,3 мм/год.

Если в процессе фоновых замеров стабильно фиксируется низкая скорость коррозии, то в первую очередь необходимо удостовериться в правильности системы мониторинга. Например, если для объекта ОПИ характерен повышенный уровень аварийности, а средства коррозионного мониторинга показали низкую скорость коррозии, то необходимо удостовериться:

- в правильном расположении точек контроля;

- в правильном исполнении узлов контроля коррозии;

- в правильности выбора методов контроля.

Очень часто подобная ситуация возникает в связи с неправильными предположениями о механизме и характере коррозии. Так, для трубопровода может быть характерна локальная или питтинговая коррозия. Скорость общей коррозии при этом может быть незначительной. В подобных случаях единственным методом для контроля коррозии являются образцы-свидетели. При этом срок экспозиции необходимый для надежного определения скорости коррозии может составлять два или три месяца.

Если оптимизация системы мониторинга не привела к желаемым результатам, то от данного объекта испытаний необходимо отказаться.

Определение качества выполнения ОПИ

Целевые показатели, определяющие качество проведения ОПИ:

- обеспечение заданных параметров ингибирования на различных стадиях испытаний;

- достижения требуемого уровня Индекса Подачи ингибитора;

- эффективность мониторинга коррозии;

- требуемое качество применяемых продуктов.

В процессе ОПИ должны поддерживаться заданные параметры ингибирования: дозировка, периодичность обработок и т.д. Их отклонения более чем на 10% недопустимо.

За исключением особых случаев, требуемый уровень индекса Подачи ингибитора при проведении ОПИ составляет не менее 0,95. Для того чтобы его достичь, необходимо контролировать исполнение мероприятий по ингибированию и мониторингу в соответствии с требованиями п. 5.3.10 настоящих методических указаний, своевременно определять и ликвидировать негативные отклонения в ходе исполнения мероприятия.

Эффективность мониторинга определяется соблюдением частоты измерения ключевых параметров в соответствии с требованиями таблицы 6 в п.6.6 М-01.04.04-03.

Контроль качества ингибиторов при испытаниях ведется в соответствии с требованиями раздела 9 настоящих методических указаний.

Все результаты оформляются документально со ссылками или приложением первичных документов (актов, протоколов и т.п.).

В случае если в ходе испытаний зафиксированы отклонения от запланированного количества операций и мероприятий, заданной дозировки то ставится вопрос о признании ОПИ несостоявшимися. Необходимость повторного проведения испытаний или коррекции программы ОПИ определяется по результатам тех. совета с участием всех заинтересованных сторон.

...