М-01.04.04-03 ОАО "Газпром нефть" г. Москва Методический документ Компании Методические указания по организации и исполнению программ мониторинга коррозии промысловых трубопроводов Сведения о методическом документе 1 РАЗРАБОТАН Департаментом добычи нефти и газа 2 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Распоряжением от 31.12.2009 № 179-Р 3 ВЕРСИЯ 1.0 Введение Настоящие методические указания устанавливают требования к организации и исполнению программ мониторинга коррозии промысловых трубопроводов. Дата печати 14.12.2009 11:48:00 1
Transcript
М-01.04.04-03
ОАО "Газпром нефть"
г. Москва
Методический документ Компании
Методические указания по организации и исполнению программ мониторинга коррозии промысловых
трубопроводов
Сведения о методическом документе1 РАЗРАБОТАН Департаментом добычи нефти и газа
2 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Распоряжением от 31.12.2009 № 179-Р
3 ВЕРСИЯ 1.0
ВведениеНастоящие методические указания устанавливают требования к организации и исполнению
программ мониторинга коррозии промысловых трубопроводов.
Дата печати 13.08.2007 5:48:00 1
М-01.04.04-03
Содержание1 Область применения………………………………………………………………………......32 Нормативные ссылки……………………………………………………………………….....33 Термины и сокращения...................................................................................................34 Общие положения............................................................................................................3
4.1 Необходимость и общее назначение мониторинга...................................................34.2 Методы мониторинга коррозии...................................................................................54.3 Система мониторинга коррозии..................................................................................64.4 Цели мониторинга коррозии в ингибиторной защите...............................................6
5 Организация мониторинга коррозии............................................................................66 Проектирование системы мониторинга.......................................................................8
6.1 Определение параметров мониторинга.....................................................................86.2 Выбор мест мониторинга коррозии..........................................................................106.3 Выбор метода измерения и исполнения измерительных устройств.....................136.4 Выбор чувствительности измерительных устройств..............................................186.5 Требования к частоте сбора данных........................................................................196.6 Частота сбора данных...............................................................................................196.7 Оценка доступности оборудования..........................................................................206.8 Регламент мониторинга коррозии............................................................................206.9 Оценка затрат при эксплуатации системы мониторинга........................................21
7 Эксплуатация системы мониторинга.........................................................................217.1 Ревизия и тестирование............................................................................................217.2 Монтаж и пуско-наладка............................................................................................227.3 Мониторинг коррозии.................................................................................................22
8 Управление мониторингом коррозии.........................................................................239 Мониторинг коррозии типовых трубопроводных систем......................................24
10 Охрана труда, промышленная безопасность и охрана окружающей среды......3410.1 Требования к оборудованию узлов контроля коррозии..........................................3410.2 Обустройство узлов контроля коррозии...................................................................34
Приложение 1 Методы и технические средства мониторинга коррозии..........................38Приложение 2 Конструктивное использование узлов ввода и датчиков..........................39Приложение 3 Гравиметрический метод оценки скорости коррозии (ER).......................44Приложение 4 Метод электрического сопротивления.......................................................48Приложение 5 Метод сопротивления линейной поляризации (LPR)................................53
Дата печати 13.08.2007 5:48:00 2
М-01.04.04-03
1 Область применения
Дата печати 13.08.2007 5:48:00 3
М-01.04.04-03
1.1 Настоящие методические указания являются составной частью СК-01.04.04 «Управление целостностью промысловых трубопроводов».
1.2 Настоящие методические указания устанавливают требования к организации и исполнению программ мониторинга коррозии промысловых трубопроводов.
1.3 Положения настоящих методических указаний подлежат соблюдению в Компании и ее структурных подразделениях с момента введения методики в действие.
1.4 Настоящие методические указания рекомендуются для применения в дочерних и зависимых обществах Компании.
2 Нормативные ссылкиСК-01.04.04 Управление целостностью промысловых трубопроводовМ-01.04.04-02 Методические указания по организации и исполнению ингибирования
коррозии промысловых трубопроводовКТ-04 Термины и сокращения
3 Термины и сокращенияВ методическом документе используются термины и сокращения, определенные в
каталоге КТ-04, а также следующие термины и сокращения.мониторинг коррозии: применение любого метода, который позволяет оценить или
измерить скорость коррозии действующего трубопровода (оборудования) или коррозионную агрессивность среды.
система мониторинга коррозии (СМК): совокупность методов, технических и программных средств, критериев оценки и организационных мер, позволяющих в оптимальные сроки производить информацию о состоянии и скорости коррозии промысловых трубопроводов.
узел контроля коррозии (УКК): место на трубопроводе, оборудованное соответствующими техническими средствами замера скорости коррозии и отбора проб для анализов транспортируемой продукции.
чувствительность S (от Sensitivity): способность метода (системы) мониторинга зафиксировать определенную скорость коррозии.
время отклика RT (от Response Time): время, необходимое методу (системе) мониторинга, чтобы зафиксировать соответствующую потерю толщины (стенки или чувствительного элемента).
4 Общие положения 4.1 Необходимость и общее назначение мониторинга4.1.1 Основной причиной нарушения целостности промысловых трубопроводов является
их коррозионный износ вследствие агрессивного воздействия транспортируемых сред. В подавляющем большинстве случаев коррозия промысловых трубопроводов протекает по электрохимическому механизму, что возможно только при условии того, что их металл контактирует с водными минерализованными средами.
4.1.2 Водная фаза промысловых сред, как правило, характеризуется высокой коррозионной агрессивностью. Основной причиной этого является наличие в ее составе растворенных коррозионно-агрессивных компонентов: углекислого газа, кислорода, сероводорода, механических примесей и микроорганизмов. Эти компоненты являются основными факторами риска коррозии промысловых трубопроводов.
Дата печати 13.08.2007 5:48:00 4
М-01.04.04-03
4.1.3 Существуют и другие факторы риска коррозии трубопроводов – режим транспортирования, температура, состояние поверхности металла трубопровода и т.д. Эти факторы могут оказывать влияние на скорость коррозии – в некоторых случаях они могут снижать или повышать ее. Но независимо от этого, принципиальная возможность и опасность коррозии промысловых трубопроводов определяется наличием в составе транспортируемых по ним сред водной фазы. Можно с большой степенью уверенности сказать, что если в составе транспортируемой продукции присутствует вода, то металл трубопровода будет корродировать. Рано или поздно это приведет к выходу его из строя. Избежать этого можно только путем применения антикоррозионных мероприятий.
4.1.4 Основной задачей обеспечения целостности нефтепромысловых трубопроводов, по определению, является недопущение аварий в течение срока эксплуатации месторождения под действием перечисленных выше факторов. Для уменьшения их влияния разрабатываются и реализуются различные антикоррозионные мероприятия. Если эти мероприятия правильно разработаны и регулярно выполняются, то их результативность выразится в безаварийной эксплуатации. Однако само по себе отсутствие аварий в течение какого-то, даже длительного, времени не может быть гарантией того, что мероприятия достаточно эффективны и коррозионные процессы идут достаточно медленно, чтобы трубопровод эксплуатировался в таком же безаварийном режиме весь заложенный проектом срок.
4.1.5 Для того, чтобы спрогнозировать результативность антикоррозионных мероприятий до того, как будут зафиксированы первые аварии, необходимы более оперативные меры по оценке их текущей эффективности.
4.1.6 Одним из принципиально возможных вариантов такой оценки служит регулярное диагностическое обследование состояния трубопроводов. Оно может проводиться различными методами, но, в конечном итоге, все методы сводятся к заключению о наличии дефектов, толщине стенки трубопровода и его способности выдерживать рабочее давление в течение еще какого-то срока эксплуатации. Главный недостаток методов измерения толщины стенки заключается в том, что их точность недостаточно высока. Для того чтобы почувствовать существенно уменьшение толщины этими методами, может понадобиться довольно длительное время. Если в течение этого времени антикоррозионные мероприятия были недостаточно эффективны, то обследование констатирует как результат факт чрезмерного износа и возможную необходимость срочной остановки и замены трубопровода.
4.1.7 Общий недостаток применения статистики аварийности и толщины стенки трубопровода в качестве параметров, по которым оценивается эффективность антикоррозионных мероприятий – их реактивный характер. Это означает, что толщина стенки и аварийность являются непосредственным результатом, или реакцией трубопровода на воздействие факторов риска и антикоррозионных мероприятий.
4.1.8 Для того чтобы результат антикоррозионных мероприятий был положительным необходимо иметь возможность при их выполнении не только прогнозировать состояние трубопровода, но и проактивно корректировать сами мероприятия до того, как возникнет реальная угроза целостности трубопровода.
4.1.9 Это достижимо при условии регулярного отслеживания таких параметров, которые дают представление об агрессивности среды, транспортируемой по трубопроводу, в текущий момент времени. На основании этих измерений можно иметь представление о наиболее вероятном поведении трубопровода в условиях эксплуатации. Эти параметры имеют проактивный характер. Это означает, что если на основании измерений и оценки этих параметров обнаруживается недопустимо высокая агрессивность среды, то имеется возможность своевременно провести корректировку мероприятий и предотвратить возникновение аварийных ситуаций. В дополнение следует отметить, что такой подход будет результативным, если постоянно проводится отслеживание всех факторов риска. Пренебрежение хотя бы одним из них может иметь негативные последствия для целостности трубопровода.
4.1.10 Такое отслеживание, позволяющее выявить условия, при которых возможна преждевременная аварийность трубопроводов, называется мониторингом коррозии.
Дата печати 13.08.2007 5:48:00 5
Оценка факторов риска /
Оценка «критичности»
Антикоррозионные мероприятия
Диагностика / мониторинг
М-01.04.04-03
4.1.11 Необходимость мониторинга коррозии и его место в общей стратегии управления целостностью трубопроводов иллюстрируется рисунком 1.
Дата печати 13.08.2007 5:48:00 6
М-01.04.04-03
Рисунок 1. Схема взаимосвязи составляющих элементов стратегии управления целостностью трубопроводов.
4.1.12 Мониторинг коррозии промысловых трубопроводов имеет четыре основных назначения:
- обеспечение безопасной эксплуатации трубопроводных систем;- оптимизация программы технического обслуживания трубопроводов;- оценка влияния на коррозию возможных изменений эксплуатационных режимов и
нарушений технологических процессов транспорта жидкостей;- оптимизация антикоррозионных мероприятий.
4.2 Методы мониторинга коррозии4.2.1 Многообразие факторов, влияющих на развитие коррозии, не позволяет
рассчитывать на существование какого-то единственного универсального метода, применяя который можно дать прогноз целостности трубопровода и/или оценить эффективность проводимых мероприятий.
4.2.2 Все методы мониторинга образуют четыре основные группы:- Диагностические – определение коррозионного износа металла трубопровода
общепринятыми методами диагностических обследований;- Методы измерения скорости коррозии углеродистых сталей и ее изменений во
времени, основанные на показаниях датчиков, размещенных в среде, движущейся по трубопроводу;
- Оценка технологических и физико-химических параметров среды, характеризирующих ее коррозионную активность, и изменений этих характеристик во времени;
- Анализ статистики отказов оборудования с целью выявления участков с максимальными рисками аварий и наиболее значимых факторов влияющих на аварийность трубопроводов.
4.2.3 Взаимосвязь диагностических методов с измерениями скорости коррозии и технологических параметров среды до недавнего времени не принималась во внимание. Диагностические методы, имея большее применение в вопросах механической целостности, могут быть успешно использованы как инструмент мониторинга скорости коррозии. А в отдельных случаях диагностические методы являются единственно доступным инструментом для практического применения в целях мониторинга.
4.2.4 Для продуктивности программы мониторинга необходимо, чтобы данные, получаемые методами всех перечисленных групп, были легко доступными для совместного анализа. Это достигается доступом ко всем базам данных, содержащим нужную информацию, и наличием подходящего программного продукта, обеспечивающего достоверный корреляционный анализ.
4.3 Система мониторинга коррозииСтруктурной единицей системы коррозионного мониторинга является узел контроля
коррозии. Выбор правильного места расположения УКК – ответственная операция, от правильности выполнения которой в очень высокой степени зависит адекватность получаемых результатов мониторинга и эффективность антикоррозионных мероприятий.
4.4 Цели мониторинга коррозии в ингибиторной защите4.4.1 Основное условие, при котором происходит внутренняя коррозия промысловых
трубопроводов из углеродистой стали – присутствие в добытых жидкостях воды с растворенными в ней CO2, H2S и О2. Именно они придают воде агрессивные свойства и являются основными факторами риска. Степень агрессивности зависит от их концентрации, рН, минерализации воды, температуры, давления и ряда других технологических характеристик жидкости, например, от гидродинамического режима течения.
Дата печати 13.08.2007 5:48:00 7
М-01.04.04-03
4.4.2 Главная цель ингибиторной защиты трубопроводов от коррозии состоит в торможении растворения металла под действием факторов риска за счет формировании на его поверхности защитной «пленки» ингибитора коррозии. Постоянное поддержание сплошности этой «пленки» также является необходимым условием эффективности ингибиторной защиты.
4.4.3 Для достижения высокой эффективности ингибиторной защиты необходимыми условиями являются правильно выбранный ингибитор и точное соблюдение технологии ингибирования.
В соответствии с указанными целями и условиями эффективности ингибиторной защиты главными целями мониторинга коррозии при ингибировании являются:
- Подтверждение эффективности ингибирования. Мониторинг подтверждает, что в результате ингибирования скорость коррозии трубопроводов остается на приемлемо низком уровне и не представляет угрозы целостности трубопровода.
- Управление самим ингибированием (Технологией ингибиторной защиты). Мониторинг выявляет изменения в условиях эксплуатации, которые вызывают изменение скорости коррозии трубопровода, а также возникающие отклонения в технологии ингибирования. Наличие этой информации дает возможность внести своевременные коррективы в технологию ингибирования (смена ингибитора, увеличение дозировки, увеличение частоты обработок, изменение точек закачки) до того, как возникшие условия приведут к потере целостности трубопровода.
5 Организация мониторинга коррозии В этом и последующих подразделах мониторинг коррозии будет рассмотрен в его
приложении к задачам ингибиторной защиты трубопроводов.Мониторинг коррозии, даже в качестве составляющей части ингибиторной защиты, может
рассматриваться как схема, включающая в себя следующие элементы:- проектирование;- эксплуатация;- управление.Отправной точкой для определения масштаба и конфигурации системы мониторинга
является значимость трубопроводной системы, которая подлежит защите от коррозии. Чем выше значимость трубопровода, тем большее значение Индекса Подачи (ИП; см. М-01.04.04-02) ингибитора требуется для обеспечения защиты и тем большие усилия и средства необходимо затратить на организацию мониторинга для контроля ингибирования.
Основной целью проектирования является разработка системы мониторинга, оптимальным образом соответствующей поставленным целям и задачам ингибирования коррозии.
При проектирования устанавливается набор параметров, подлежащих регулярным измерениям, выбираются места расположения Узлов Контроля Коррозии, определяются методы (техника) измерений, требуемые для этого технические средства и вырабатываются требования к сбору и использованию получаемых результатов. Критические значения ключевых параметров мониторинга устанавливаются на основании требований, предъявляемых к ИП ингибитора, который отражает значимость трубопроводной системы.
Далее производится разработка интегрированной системы мониторинга коррозии и делается оценка затрат на эту систему, включая стоимость ее эксплуатации. Результатом данной стадии является регламент мониторинга коррозии.
При эксплуатации производится исполнение регламентируемых мероприятий, в результате чего происходит сбор и накопление информации, необходимой для проведения антикоррозионных мероприятий.
Дата печати 13.08.2007 5:48:00 8
ОбъектИнгибирование коррозии
ПроектированиеАнализ
Разработка системы мониторинга
Эксплуатация
Ревизия/Тестирование
Монтаж/Наладка
Мониторинг
УправлениеОбработка
результатовАнализ результатов
Отчетность
М-01.04.04-03
В процессе управления оценивается количественное и качественное соответствие выполняемых операций требованиям регламента мониторинга коррозии. По результатам оценки, при необходимости, вносятся коррективы в регламент мониторинга коррозии. Результаты мониторинга коррозии используются для оценки эффективности и управления антикоррозионными мероприятиями.
Кроме этого, устанавливается перечень и значения Ключевых Индикаторов Деятельности (КИД), по которым отслеживается эффективность самого процесса мониторинга и, при необходимости, вносятся усовершенствования в его организацию.
Схема взаимосвязи основных элементов мониторинга представлена на рисунке 2. Более подробно все элементы мониторинга в его приложении к ингибиторной защите описаны в п.п.4 – 6.
Дата печати 13.08.2007 5:48:00 9
М-01.04.04-03
Рисунок 2. Взаимосвязь элементов мониторинга коррозии
6 Проектирование системы мониторингаПроектирование системы мониторинга коррозии осуществляется в несколько стадий в
соответствии с приведенной ниже последовательностью.- выбор параметров мониторинга;- выбор места мониторинга;- выбор техники измерения, исполнения и чувствительности измерительного устройства;- определение требований к частоте сбора и использованию информации (данных); - оценка доступности и стоимости оборудования;- разработка детальной схемы мониторинга коррозии;- оценка затрат при эксплуатации системы мониторинга.В последующих частях данного раздела последовательно показано, как проектируется
система мониторинга коррозии в целях ингибиторной защиты
6.1 Определение параметров мониторинга6.1.1 Группы контролируемых параметровДля выбора контролируемых параметров необходимо понимание механизма коррозии и
целей, которые ставятся перед мониторингом коррозии. Известные факторы риска и обозначенные в 4.4 цели мониторинга указывают на выбор тех параметров, измерение которых необходимо для оценки эффективности ингибирования и контроля его технологии. Существует две группы параметров.
1) Параметры прямого мониторинга
Дата печати 13.08.2007 5:48:00 10
М-01.04.04-03
К ним относятся основные параметры, измерение которых напрямую показывают, снижается ли скорость коррозии, т.е. достигаются ли поставленные цели ингибирования и соблюдается ли технология ингибирования.
Эффективность ингибирования не поддается прямому измерению, но она может быть рассчитана из прямых измерений толщины стенки трубопровода и скорости коррозии до ингибирования и при его применении.
Аналогично, соблюдение технологии ингибирования может быть оценено по количеству ингибитора на единицу объема прокачиваемой продукции. В случае постоянного дозирования – это дозировка, усредненная за относительно короткий промежуток времени (1 – 3 суток). В случае периодического дозирования – количество ингибитора для одной обработки при установленной частоте таких обработок. В обоих случаях непосредственному измерению подлежит количество подаваемого ингибитора, из которого расчетным путем определяются дозировки и величины ИП ингибитора.
Наиболее часто применяемыми параметрами прямого мониторинга коррозии при ингибировании являются
- скорость коррозии;- уровень (масса) ингибитора в емкости дозирующего устройства;- количество подаваемого ингибитора (за одну обработку).При этом скорость коррозии как индикатор эффективности ингибирования является
реактивным параметром, т.е. его значение показывает реакцию металла на применяемое ингибирование.
По отношению к контролю технологии ингибирования скорость коррозии является проактивным параметром. Это означает, что измеряемый рост скорости коррозии может являться свидетельством нарушения технологии ингибирования. Если такое нарушение действительно выявляется, то технология может быть своевременно откорректирована. Это, практически, позволяет управлять эффективностью ингибирования.
Толщина стенки трубопровода в качестве прямого параметра мониторинга имеет меньшее применение. Она чаще используется для подтверждения эффективности программы ингибирования при проведении диагностических обследований.
2) Параметры косвенного мониторингаПри косвенных измерениях определяется не сама скорость коррозии, а параметры,
влияющие на ее значение. В эту группу параметров входят технологические и физико-химические характеристики, от которых зависит агрессивность потока. Данные о технологическом процессе могут быть использованы в моделях для расчетов ожидаемых скоростей коррозии по всей трубопроводной системе. Однако главная их ценность состоит в том, что они дают информацию о том, проходит ли технологический процесс в штатном режиме, выполняются ли антикоррозионные мероприятия своевременно и в нужном объеме режиме.
К этой группе параметров относятся:- давление и температура- производительность трубопровода- обводненность жидкостей- скорость и гидродинамический режим потока- рН- содержание агрессивных газов- ионный состав водной фазы- содержание ионов железа- содержание кислорода (для систем, в которых возможно его присутствие, т.к. он может
очень сильно снижать эффективность ингибирования)- содержание остаточного ингибитора- содержание механических примесей
Дата печати 13.08.2007 5:48:00 11
М-01.04.04-03
- состав продуктов коррозии (химически анализируемый в лаборатории)- количество колоний плавающих и прикрепленных форм бактерий- проводимые технологические операции, связанные с ремонтами скважин, кислотными
обработками, ГРП и т.д.- отслеживание добавляемых нефтепромысловых химреагентовРегулярное отслеживание этих параметров необходимо для выявления изменений в
условиях потока, а также возникающих отклонений в технологии ингибирования, которые вызывают изменение скорости коррозии трубопровода. В случаях, когда фиксируется недопустимый рост скорости коррозии, можно произвести анализ этих данных для выявления причин, вызвавших этот рост. Эта информация дает возможность внести своевременные коррективы в технологию ингибирования (смена ингибитора, увеличение дозировки, увеличение частоты обработок, изменение точек закачки и т.п.) до того, как возникшие условия приведут к потере целостности трубопровода.
6.1.2 Ключевые параметры мониторинга и их критические значения. 6.1.2.1 Параметры прямого мониторинга.Выбор ключевых параметров и их критических значений зависит от значимости, или
критичности трубопровода. Чем больше вероятность аварии трубопровода по причине высокой скорости коррозии и чем серьезнее последствия его аварий, тем выше критичность трубопровода. Тем более высокие требования ставятся перед ингибиторной защитой такого трубопровода, как по снижению скорости коррозии, так и по ИП ингибитора. Характерные показатели эффективности, рекомендуемые для обеспечения целостности трубопроводов, сведены в Таблице 1.Таблица 1. Рекомендуемый перечень и типичные значения параметров прямого мониторинга в зависимости от требуемого значения ИП ингибитораИндекс подачи ингибитора 0,80 0,90 0,95ПараметрДопустимая длительность подачи ингибитора с дозировкой ниже регламентной, суток в месяц
6 3 1
Риски отказов трубопроводов Средние Средне-высокие ВысокиеТипичный уровень скорости коррозии без ингибирования, мм/год
< 0,5 0,5 – 1,0 > 1,0
Требования к остаточной скорости коррозии при ингибировании, мм/год
0,1 0,05 – 0,075 0,05
Требования к защитному эффекту, % 83 – 88 88 – 93 93 – 98
Дата печати 13.08.2007 5:48:00 12
М-01.04.04-03
6.1.2.2 Параметры косвенного мониторингаБольшинство параметров из группы косвенного мониторинга характеризуют собой условия
эксплуатации трубопроводов, в которых происходят коррозионные разрушения и которые предопределяют механизм коррозии. Непосредственное влияние на них с целью снижения скорости коррозии практически невозможно. По этой же причине невозможно установление для них критических значений. Возможна только экспертная оценка этих параметров с точки зрения принципиальной возможности и целесообразности ингибирования коррозии в таких условиях (См. Табл.3 М-01.04.04-02). Но это не означает, что нет необходимости в их измерениях. Напротив, их мониторинг необходим для отслеживания роста агрессивности, особенно в тех трубопроводных системах, которые подвержены существенным отклонениям в технологии. Перечень и частота измерений этих параметров зависит от значимости трубопровода, т.е. от требуемой Индекса Подачи ингибитора при его защите. Рекомендуемая частота замеров этих параметров дана ниже в Таблице 6 из Раздела 6.6.
Однако среди параметров косвенного мониторинга есть такие, которые существенно влияют на скорость коррозии или на эффективность ингибирования и поддаются регулированию. Это:
- остаточное содержание ингибитора коррозии- содержание кислорода- количество микроорганизмов (прикрепленных и/или плавающих)Воздействие на эти параметры возможно посредством регулирования дозировок
различных химреагентов – ингибиторов коррозии, поглотителей кислорода и бактерицидов. Для этих параметров косвенного мониторинга могут рекомендоваться следующие значения (Таблица 2), необходимые для поддержания скорости коррозии на приемлемом уровне.Таблица 2. Рекомендуемый перечень и типичные значения регулируемых параметров косвенного мониторинга в зависимости от требуемого значения ИП реагентаИндекс подачи химреагента 0,80 0,90 0,95ПараметрОстаточное содержание ингибитора коррозии, мг/л Регламент
6.2 Выбор мест мониторинга коррозии6.2.1 Наиболее коррозионно-опасные местаВ большинстве нефтепромысловых систем технологические условия не являются
постоянными. Давление, температура, состав и режим течения жидкостей могут изменяться в пределах одной системы в широких диапазонах. Соответственно, агрессивность жидкостей не будет одинаковой для всех мест в трубопроводной системе. В любой системе обязательно будут наиболее опасные места, характеризующиеся наивысшей агрессивностью, а значит и наибольшей скоростью коррозии, а также места, в которых снижение скорости коррозии за счет ингибирования может оказаться затрудненным в силу различных причин и факторов.
Задачей проектирования системы мониторинга является определение наиболее опасных мест, т.к. именно в этих местах требуется контролировать скорость коррозии для оценки эффективности ингибирования. Поскольку если в результате ингибирования скорость коррозии снижается до требуемого уровня в наиболее опасных местах, что должно быть зафиксировано средствами мониторинга, то с большой степенью уверенности можно гарантировать, что при этом обеспечивается защита всей поверхности трубопровода.
Поэтому определение наиболее коррозионно-опасных мест трубопроводной системы в качестве мест мониторинга является одним из наиболее важных элементов построения работоспособной системы мониторинга. Очевидно, что измерение ключевых параметров в неправильно выбранном месте может давать некорректную или даже ложную информацию о коррозии трубопровода. Это значит что:
Неправильный выбор места мониторинга коррозии хуже, чем отказ от мониторинга коррозии из-за искажения получаемой информации.
Наличие наиболее опасных мест и их положение в трубопроводной системе являются специфичными для трубопроводов различного назначения. Общее руководство по выбору наиболее коррозионно-опасных мест дано в следующих пунктах данного документа.
6.2.2 Общие рекомендацииСтрого фиксированных правил для определения места измерений не существует.
Приступая к выбору мест мониторинга необходимо принимать во внимание следующее:- характер разрушений в системе – общий, равномерный, локализованный на отдельных
участках, распределенные по всей системе локализованные разрушения и т.п.- предсказуемы ли наиболее опасные места, и если да, то следствием каких факторов
является эта опасность – давления, температуры, режима течения, повышенного содержания агрессивных газов, наличия осадков, застойных зон и т.п.
На практике коррозия редко распределена равномерно по всей длине системы, а опасные места не всегда заведомо известны и очевидны, что снижает надежность данных мониторинга. Повысить надежность можно увеличением числа точек, в которых производятся замеры, однако этот подход является затратным и может приниматься только на основании экономических оценок и для наиболее значимых трубопроводов. Поэтому при выборе места рекомендуется использовать следующие подходы:
- Подобный опыт. Отчеты по обслуживанию, учет замены участков и статистика аварийности подобных трубопроводных систем могут указать на части, наиболее подверженные разрушению и, следовательно, более подходящие для выбора места проведения мониторинга. Акты расследования аварий дают информацию о механизме разрушений.
- Данные диагностики и мониторинга. Эксплуатирующиеся трубопроводные системы могут предоставить ценную информацию по диагностике и по результатам мониторинга коррозии, подтверждающие механизм, и указать дополнительные места для диагностики и мониторинга
- Взаимодействие с различными подразделениями. Службы геологии и добычи могут представить информацию о вводе эксплуатацию новых месторождений с отличным составом жидкостей, данные о планирующихся изменениях в добыче, о вводе новых и ремонте эксплуатирующихся скважин. Эксплуатирующие службы могут дать сведения о произведенных заменах участков в связи с их износом и т.п.
Дата печати 13.08.2007 5:48:00 14
М-01.04.04-03
- Проведение гидравлических и коррозионных расчетов с использованием математических моделей, позволяющих определить участки системы с наибольшей скоростью коррозии и участки, транспортирующие жидкости в расслоенном режиме.
6.2.3 Существенные факторы при выборе мест контроля параметров прямого мониторинга
При выборе мест для проведения измерений скорости коррозии или толщины стенки необходимо учитывать следующие факторы:
- Основной механизм и тип разрушений. Необходимо понять какой предположительный механизм и тип разрушений предстоит выявить и охарактеризовать количественно средствами мониторинга – локальный, под отложениями, коррозионное растрескивание, коррозия вследствие периодических нарушений технологии и т.п. Это во многом помогает определить место в системе, где необходимо проводить мониторинг и даже метод измерений, предпочтительный в данном месте.
- Место нахождения наиболее агрессивной фазы. Часто основным вопросом в выборе места для измерений скорости коррозии является место выпадения свободной воды. Наличие надежных гидравлических моделей может достаточно точно предсказать места отделения воды и наличие водных скоплений. Естественно, что выпадение воды более вероятно на протяженных горизонтальных участках и, особенно, в местах понижения трассы трубопровода, где она может скапливаться, а также в местах непосредственно перед подъемными участками трубопроводов. Для газовых линий расположение водной фазы зависит от условий эксплуатации: в случае фазового выпадения – на нижней образующей трубопровода, в случае конденсации при температуре ниже точки росы – на верхней.
- Влияние гидродинамического режима. Скорость потока и режим течения оказывают сильное влияние и на агрессивность жидкостей, и на место развития коррозии. Рекомендуется, чтобы места, в которых планируется измерять скорость коррозии, располагались на расстоянии минимум 10 диаметров ниже по потоку или минимум 5 диаметров выше по потоку от местных сопротивлений и возмущений потоку – задвижек, отводов, переходов. Тем самым в местах мониторинга обеспечивается установление режима течения более однородного, характерного для большей части трубопровода, и условий выпадения воды на нижней образующей. В зависимости от конкретных условий местные сопротивления могут как повысить, так и понизить агрессивность среды. Часто встречается повышенный износ на внутренней поверхности отводов на стороне, внешней по отношению к изменяющемуся направлению потока. Это связано с более активным смачиванием поверхности водой, принудительно отделяющейся за счет центробежного эффекта. Одновременно, прохождение расслоенного потока через местные сопротивления, приводящее к эмульгированию свободной воды из-за дополнительной турбулизации, приводит к снижению агрессивности.
- Влияние местных изменений технологических параметров – температуры, давления, режима течения. Вследствие этих изменений может происходить изменение состава фаз, например за счет изменения растворимости агрессивных газов. В этих случаях особо надо уделять внимание определению места, где ожидается наибольшая агрессивность среды. Изменение агрессивности среды может также происходить из-за изменения состава и свойств вследствие слияния с другим потоком жидкости (с других месторождений, скважин и т.д.). При этом важно учесть такие возможные тенденции, как изменение содержания воды, рН, содержания углекислоты, солеобразование.
6.2.4 Существенные факторы при выборе мест контроля параметров косвенного мониторинга
При выборе мест для проведения измерений эксплуатационных и физико-химических параметров, влияющих на коррозию трубопроводов, необходимо учитывать следующие факторы:
Дата печати 13.08.2007 5:48:00 15
М-01.04.04-03
- Основной механизм и тип разрушений. В большой степени должна учитываться дифференциация типа коррозии: электрохимическая или индуцированная жизнедеятельностью микроорганизмов. В последнем случае целесообразно выбирать места с застойными зонами.
- Кислород, если он является одним из факторов риска, расходуется в химических реакциях при транспорте жидкости по трубопроводу. Поэтому определять содержание кислорода рекомендуется в близости от места его возможного попадания в трубопровод – на выходе из водяных резервуаров, на выкидных линиях насосов.
- Место нахождения наиболее агрессивной фазы. - Влияние гидродинамического режима. Очень часто основным вопросом в выборе
места для косвенных измерений является возможность отбора пробы свободной воды. В данном случае выбор места проводится с учетом факторов, способствующих отделению и скоплению воды, как в случае измерения скорости коррозии или толщины стенки (см. 6.2.3)
- Влияние местных изменений технологических параметров – расхода, температуры, давления, состава жидкостей. В этих случаях особо надо уделять внимание определению места, где ожидается наибольшая агрессивность среды, особенно в случаях смешения нескольких потоков.
- Использование конечной точки трубопровода для измерений остаточного содержания ингибитора. Его наличие в конечной точке подтверждает транспорт ингибитора через всю трубопроводную систему.
6.3 Выбор метода измерения и исполнения измерительных устройств6.3.1 Выбор метода измерения параметров прямого мониторинга (скорости коррозии)Существуют различные методы измерения скорости коррозии. Ни один метод измерений
не является универсальным. Каждый из них имеет свои достоинства и недостатки. Любой метод измерений имеет ряд ограничений в своей применимости и поэтому способен давать ограниченный объем информации. Поэтому одним из основных принципов при проектировании и построении системы мониторинга является одновременное использование нескольких методов измерения.
Все методы измерения скорости коррозии разделяются на две категории (более подробное описание методов дано в Приложениях 1 - 4):
- К первой категории относятся методы, которые основаны на оценке изменений геометрических размеров металлического образца (массометрические методы) – чувствительного элемента датчика или непосредственно стенки самого трубопровода. Они могут использоваться в любой среде, т.к. не зависят от ее электрической проводимости. При этом потеря металла, происшедшая за конечный промежуток времени, может быть зафиксирована и выражена в единицах скорости коррозии. В список этих методов входят образцы-свидетели коррозии, техника электросопротивления, CEION, RPCM (разновидность CEION в виде катушек, встраиваемых в трубопровод), FSM (Field Signature Method), PEC (стационарные датчики вихретоковой дефектоскопии), ультразвуковая толщинометрия, гамма-радиометрия.
- Во вторую категорию входят методы, основанные на контроле электрохимических реакций протекающих на поверхности корродирующего металла. Эти методы оперируют величинами потенциала и тока, протекающего через поверхность образца (электрода) специального датчика. Главное требования к применимости этих методов заключается в наличии токопроводящих сред (электролитов), каковыми являются минерализованные попутно добываемые воды. К этой категории относятся LPR – сопротивление линейной поляризации, потенциодинамические измерения, анализ поляризационных кривых, импедансная спектроскопия (переменно токовая спектроскопия – ACS, или спектроскопия электрического импеданса – EIS), потенциометрия, электрохимический «шум» (EN), гальванометрия.
Дата печати 13.08.2007 5:48:00 16
М-01.04.04-03
За редким исключением, коррозия, вызванная такими факторами риска, как углекислый газ и сероводород проявляет не общий, а локализованный характер в виде питтинга, язв, канавок, мейза-коррозии. Поэтому одним из требований к технике измерения является ее чувствительность к локальной коррозии. Не все методы обладают таким свойством. В связи с этим всегда рекомендуется использовать в комбинации с различными методами образцы свидетели, которые способны давать информацию о типе коррозионных разрушений – общем или локализованном.
Общая последовательность методов измерения скорости коррозии и общее руководство по применимости различных методов мониторинга даны на Рисунке 3 и в Таблице 3 соответственно.
6.3.2 Выбор методов измерения параметров косвенного мониторинга (состав сред)Параметры, характеризирующие состав среды, могут измеряться непосредственно в
потоке инструментальными методами или путем химического анализа отобранных проб по стандартизованным методикам. Пробы должны быть представительными, т.е. правильно отобранными, а место и дата отбора должны быть зафиксированы в соответствующих документах для последующего сопоставления с другими измеряемыми параметрами потока и измеряемой скорости коррозии.
Проведение экспресс-анализов в полевых условиях (где это возможно) позволяет избежать «старения», которое происходит даже при «консервации» проб, предназначенных для анализа в лаборатории. К таким параметрам относятся рН, содержание растворенных агрессивных газов, содержание некоторых ионов в воде.
Рисунок 3. Схема выбора техники мониторинга скорости коррозии
Дата печати 13.08.2007 5:48:00 18
М-01.04.04-03
Таблица 3. Общее руководство по применимости методов мониторинга скорости коррозии в различных промысловых системах1 –
при
обводненности до 30 предпочтительно исполнение «заподлицо» на нижней образующей 2 – при высоком содержании кислорода3 – зависит от качества воды; LPR не применим при низкой минерализации и при сильной тенденции к солеотложениям4 – зависит от качества воды; LPR не подходит при сильной тенденции к образованию биопленки5 – предпочтительно применение проникающих датчиков. Показания датчиков, исполненных «заподлицо» на нижней образующей могут сильно
искажаться биопленкой6 – максимальная температура 120ºC7 – полезно для водного конденсата в линиях с влажным газом8 – в случае открытых бассейнов для удаления газа9 – в случае зараженности открытых бассейнов для удаления газа
6.3.3 Исполнение чувствительных элементов измерителей скорости коррозииМатериал образов-свидетелей и датчиков скорости коррозии, устанавливаемых в
определенных местах мониторинга, может иметь некоторые отличия от материала, из которого сделан трубопровод. Кроме того, гидродинамические условия, в которых находится образец-свидетель (датчик) в период экспозиции в трубопроводе, также могут значительно отличаться от условий, в которых работает внутренняя поверхность стенки трубопровода.
В совокупности такие отличия приводят к возникновению различий в механизме коррозии трубопровода и образца-свидетеля (датчика). Из-за этого скорость коррозии, измеряемая образцами-свидетелями и датчиками различных типов не обязательно точно равна скорости коррозии стенки самого трубопровода. Тем не менее, применение образцов и датчиков необходимо, т.к. их поведение при экспозиции в жидкостях показывает основные тенденции в развитии коррозионных разрушений. На основании этих данных можно оценивать эффективность ингибирования и делать прогнозы о вероятном поведении действующего трубопровода.
Для того чтобы расхождения в оценках и прогнозах были минимальными следует уделять специальное внимание исполнению датчиков и образцов-свидетелей. Для этого необходимо, чтобы конструктивное исполнение датчиков и их доступ в поток обеспечивали нахождение их чувствительных элементов в наиболее агрессивной фазе и, желательно, в похожих гидродинамических условиях.
6.3.3.1 Условия однородного потокаВ случаях, когда поток однородный, чувствительный элемент и стенка трубопровода
находятся в одинаковых условиях по агрессивности. Если скорость движения жидкости не очень высока, то исполнение чувствительного элемента не имеет большого значения. При этом можно использовать многодисковые, цилиндрические, пластинчатые и другие образцы свидетели. Исполнение чувствительных элементов датчиков может быть кольцевым, петлевым, трубчатым и т.д. В качестве базового варианта рекомендуется применение кассет с 10 цилиндрическими образцами-свидетелями с шероховатостью поверхности по РД 39-3-603-81. Относительное высокое качество подготовки поверхности образцов-свидетелей требуется для выявления тенденции к питтингу при низких скоростях общей коррозии.
Если скорость жидкости достаточно велика, то могут появиться эффекты набегающего потока. Вследствие этого оценка характера разрушений может быть искажена, а количественная оценка скорости коррозии может иметь большую ошибку. В таком случае рекомендуется применять пластинчатые образцы-свидетели и датчики с плоскими чувствительными элементами. Размещать их в потоке нужно таким образом, чтобы направление течения жидкости было параллельным плоскости образцов и чувствительных элементов.
6.3.3.2 Условия неоднородного потокаВ случаях неоднородного потока наблюдается выпадение воды либо в виде сплошного
подслоя, либо в виде скоплений в пониженных местах. Как правило, в таких условиях наиболее часто встречаются разрушения, локализованные на нижней образующей трубопроводов. Введение датчиков в водный подслой через верхнюю образующую – самый простой способ, но он не является оптимальным. Нагрузки на датчик или зонд с образцами-свидетелями, проходящий через всю плоскость сечения трубопровода до нижней образующей может привести к усталостной коррозии самого держателя (тела) датчика и его поломке. Кроме того, если гидродинамика потока играет важную роль, то сам датчик возмущает поток жидкостей и может приводить к искажению результатов, как в сторону завышения, так и в сторону занижения скорости коррозии. Конечно, если единственный практически осуществимый способ производить замеры – применение проникающих датчиков, то им не следует пренебрегать, но лучше осуществлять ввод датчиков со стороны нижней образующей в придонную область.
Дата печати 13.08.2007 5:48:00 20
М-01.04.04-03Замеры толщины в области нижней образующей и введение датчика снизу, особенно, если
при этом применяется чувствительный элемент или образец-свидетель в исполнении «заподлицо», представляет собой наиболее правильный вариант мониторинга коррозии. Такой способ является единственно правильным для мониторинга коррозии в низких местах с водными скоплениями, имеющими место при невысокой обводненности и ламинарном режиме течения. Правда, такой тип доступа датчиков в поток имеет ряд недостатков. Требуется запас пространства под трубопроводом для монтажа и обслуживания датчиков и толщиномеров. К тому же трубопроводы могут быть заглублены, что делает такой доступ трудноосуществимым. Другим осложнением могут служить частицы породы и продукты коррозии, которые, скапливаясь на нижней образующей, могут блокировать технологические элементы для ввода датчиков при их ревизии и обслуживании.
6.3.4 Исполнение приборов косвенного мониторинга и пробоотборников Данные, получаемые в результате косвенного мониторинга коррозии должны быть
представительными, т.е. характеризовать действительные свойства агрессивной фазы или всей жидкости в месте мониторинга. В соответствии с этим главным требованием к исполнению измерительных и пробоотборных устройств – обеспечение доступа к водной фазе. Особенно критическим это условие становится при мониторинге коррозии трубопроводов с расслоенным потоком и водными скоплениями.
6.4 Выбор чувствительности измерительных устройств6.4.1 Чувствительность и время отклика системы мониторингаКак уже отмечалось, основные цели системы мониторинга коррозии при ингибировании –
подтверждать эффективность ингибирования и давать информацию, полезную для управления ингибированием. Система мониторинга будет полезной, если она задействует методы измерений, способные своевременно выявить возникновение неблагоприятных условий, в которых происходит рост скорости коррозии.
Такая способность может быть описана двумя свойствами – чувствительностью и временем отклика системы.
Любая техника измерения скорости имеет ограничения по чувствительности и времени отклика. Причем эти характеристики являются взаимозависимыми. Чем выше чувствительность метода, тем меньшее время требуется этому методу, чтобы измерить изменение толщины чувствительного элемента и рассчитать скорость коррозии.
Для сравнения в Таблице 4 приведено типичное время, необходимое для надежного измерения скорости коррозии 1 мм/год различными методами.Таблица 4 Время отклика основных методов измерения и срок службы датчиков скорости коррозии
Метод измеренияТолщина чувствительного элемента, мм
Время отклика на скорость коррозии0,1 мм/год
Время отклика на скорость коррозии1 мм/год
Срок службы датчика при скорости коррозии1 мм/год
УЗ – толщинометрия стенки трубопровода
5 – 8 (стенка трубопровода) 5 лет 0,5 года
3 – 6 лет (срок службы трубопровода)
Образцы-свидетели 3 – 5 1,0 – 2,0 месяца 10 – 30
сутокРазовые образцы
Метод ER (1 поколение) 2 1 неделя 20 часов 1 год
Метод ER (2 поколение) 2 20 часов 2 часа 1 год
Метод CEION 2 2 часа 10 минут 1 год
Метод LPR --- 1 – 2 минуты 1 – 2 минуты 3 – 6 месяцев
Дата печати 13.08.2007 5:48:00 21
М-01.04.04-036.4.2 Характеристические диапазоны мониторинга коррозииДля того чтобы выбрать метод, наилучшим образом подходящий по чувствительности
проектируемой системе мониторинга, необходимо иметь следующие данные:- оценочные данные о том диапазоне скоростей коррозии, которые могут наблюдаться в
трубопроводе. - максимальный интервал времени, в течение которого требуется выявить рост скорости
коррозии для того, чтобы принять корректирующие действияСовокупность диапазона скоростей коррозии и интервала времени, за которое требуется
получить отклик от системы мониторинга, называется характеристическим диапазоном мониторинга. Каждой задаче мониторинга соответствует свой характеристический диапазон.
При проведении подбора, испытания ингибиторов и в течение пуско-наладочного периода ингибирования требуется быстрое измерение скорости коррозии в пределах от нескольких часов до одних суток.
Высокие требования к чувствительности систем мониторинга представляют задачи управления ингибированием ответственных (критических) трубопроводов и выявление различных возмущений. Время отклика находится в диапазоне от 1 суток до 1 недели, необходимых для выявления нежелательного роста скорости коррозии, вызванного отклонении от заданных условий. Эти условия должны поддерживаться в установленных границах и требуют оперативного восстановления или компенсации в случае отклонений.
Проверка эффективности антикоррозионных мероприятий лежит в диапазоне от недели до нескольких месяцев.
В Таблице 5 приведены характеристические диапазоны мониторинга, типичные для практики Российских месторождений. Таблица 5. Характеристические диапазоны мониторинга коррозииЗадача мониторинга Диапазон чувствительности Диапазон времени отклика
Испытания ИК /
пусковой период0,1 – 5 мм/год 1 час – 1 сутки
Управление ингибированием 0,1 – 5 мм/год 12 час – 5 суток
М-01.04.04-03Цифры, приведенные в таблице, являются усредненными. Они зависят от индивидуальных
режимов работы трубопроводов и от их критичности.
6.5 Требования к частоте сбора данных6.5.1 Полное время отклика системы мониторингаВремя отклика всей системы мониторинга не ограничивается только способностью прибора
зафиксировать рост скорости коррозии в течение определенного времени. Необходимо дополнительное время, чтобы полученные данные были доставлены для анализа, проанализированы и, на этом основании, были приняты соответствующие меры. Полное время, проходящее от начала измерений до принятия мер представляет собой полное время отклика системы мониторинга в целом.
Чем выше значимость (критичность) трубопроводной системы, тем выше уровень ИП ингибитора, требуемый для обеспечения целостности. Тем меньший рост скорости коррозии допустим для данной системы и тем быстрее этот рост должен быть зафиксирован для срочного принятия корректирующих мер. Другими словами, для мониторинга систем с большим уровнем доступности ингибитора требуются системы мониторинга с меньшим временем отклика.
6.6 Частота сбора данныхОчевидно, что полное время отклика системы мониторинга не должно превышать время, в
течение которого допускается подача ингибитора с дозировкой ниже регламентной. Это означает, что полное время отклика системы мониторинга фактически соответствует периодичности проведения измерений ключевых параметров. Требования к методам и частоте измерений ключевых параметров мониторинга суммированы в Таблице 6.Таблица 6 Требования к частоте измерений ключевых параметров в зависимости от уровня доступности ингибитора коррозии
Дата печати 13.08.2007 5:48:00 23
М-01.04.04-03Индекс Подачи ингибитора, 0,80 0,90 0,95ПараметрДопустимая длительность подачи ингибитора с дозировкой ниже регламентной, суток в месяц
6 3 1
Прямые параметры не реже
Рекомендуемые методы мониторинга (штатный режим)
Образцы свидетели
Устройства ER и образцы-свидетели
Устройства CEION и образцы-свидетели
Частота измерений скорости коррозии по образцам-свидетелям 1 раз в месяц 1 раз в месяц 1 раз в месяц
Частота инструментальных измерений скорости коррозии в пусковой период ингибирования
2 – 3 раза в неделю
2 – 3 раза в неделю ежедневно
Частота инструментальных измерений скорости при оптимизации дозировок
1 раз в 5 – 10 суток
2 – 3 раза в неделю ежедневно
Частота инструментальных измерений скорости коррозии в штатном режиме ингибирования
----- 1 раз в неделю 2 раза в неделю
Время отклика инструментального метода мониторинга 30 – 60 суток 1,0 – 3,0 суток 1 – 12 часов
Расчетная дозировка ингибитора Средняя за5 суток
Средняя за2 – 3 суток
Средняя за1 сутки
Косвенные параметры не режеДавление, температура 1 раз в месяц 1 раз в месяц 1 раз в неделю
Обводненность 1 раз в месяц 1 раз в месяц 1 раз в неделю*Гидродинамический режим 1 раз в месяц 1 раз в месяц 1 раз в неделю*Содержание агрессивных газов и рН 1 раз в месяц 2 раза в месяц
1 раз в
неделю**Содержание кислорода, мг/л 2 раза в месяц 1 раз в неделю
Ежедневно
/on-line***Ионный состав 1 раз в 3 месяца 1 раз в 3 месяца 1 раз в 3 месяцаСодержание колоний микроорганизмов 1 раз в 3 месяца 1 раз в 3 месяца 1 раз в месяц
Остаточное содержание ингибитора, мг/л 1 раз в месяц 2 раза в месяц 1 раз в неделю
Дата печати 13.08.2007 5:48:00 24
М-01.04.04-03* - В случае высокой обводненности (85% и выше) можно 1 раз в месяц** - В случае высокой обводненности (85% и выше) можно 2 раза в месяц***- Для водоводов
6.7 Оценка доступности оборудования.Широко применяемые техники измерения скорости коррозии, марки и доступность
промышленно производимого оборудования, его достоинства и недостатки, а также ценовой аспект более детально описаны в Приложении «Методы и технические средства мониторинга коррозии».
6.8 Регламент мониторинга коррозииПрактически на данной стадии проектирования системы мониторинга коррозии собирается
достаточное количество информации для того, чтобы сформировать «Регламент мониторинга коррозии трубопроводной системы».
Регламент мониторинга коррозии является обязательным документом. Он должен содержать в себе следующие разделы:
- Описание назначения и конфигурации трубопроводной системы- Технологическая схема и технологические параметры трубопроводной системы- Гидравлический и коррозионный расчеты- Статистика аварийности и данные диагностических обследований с привязкой к
технологической схеме- Требования к ингибиторной защите – технология, места закачки, уровень доступности
ингибитора коррозии- Определение цели и ключевых параметров мониторинга- Определение опасных участков – мест мониторинга коррозии- Выбор методов измерения, исполнения и чувствительности приборов- Паспортизация системы мониторинга- Определение частоты измерений и составление графиков исполнения операций- Установление перечня показателей для управления процессом мониторингаПосле составления и утверждения регламента определяются лица, ответственные за его
выполнение и устанавливаются срок, в течение которого этот регламент должен быть веден в действие.
6.9 Оценка затрат при эксплуатации системы мониторингаСтрогих правил, устанавливающих нормативы затрат на мониторинг коррозии, не
существует. Очевидно, что увеличение числа узлов контроля коррозии и применение сложных и дорогих методов контроля скорости коррозии увеличивает достоверность и точность наших сведений о коррозионном состоянии трубопроводной системы, но одновременно увеличиваются и затраты на мониторинг. Целесообразность такого подхода может быть оправдана только высокой значимостью трубопроводной системы.
Возможно нормирование затрат на мониторинг коррозии в виде доли (процента) от затрат на ингибирование. Этот подход тоже несовершенен, поскольку количество узлов контроля коррозии, их оснащенность и операционные затраты в большей степени зависят от размеров трубопроводной системы, а объемы ингибирования – от ее производительности. Поэтому не существует прямой жесткой связи между затратами на ингибирование и затратами на мониторинг. Тем не менее, в качестве первого приближения можно рекомендовать следующее соотношение между этими затратами, как в Таблице 7.Таблица 7. Ориентировочные затраты на мониторинг коррозии
Дата печати 13.08.2007 5:48:00 25
М-01.04.04-03Индекс Подачи ингибитора 0,80 0,90 0,95Затраты (операционные) на мониторинг, (% от затрат на ингибирование)
До 15 До 20 Не устанавливается
В конечном итоге, только практическое применение ингибиторной защиты и оценка ее эффективности с помощью мониторинга коррозии дают окончательный ответ на вопрос о целесообразном уровне затрат на мониторинг.
7 Эксплуатация системы мониторингаЭксплуатация системы мониторинга защиты состоит из следующих элементов:- Ревизия и тестирование;- Монтаж и пуско-наладка;- Мониторинг коррозии.
7.1 Ревизия и тестированиеПри проведении ревизии и тестирования:- Определяется соответствие средств мониторинга той спецификации, которая
установлена на стадии проектировании системы мониторинга – тип прибора, исполнение, чувствительность
- Проверяется работоспособность измерительного устройства и оценивается его реакция на предполагаемое изменение скорости коррозии
7.2 Монтаж и пуско-наладкаПри монтаже и наладке:- Производится непосредственная привязка на местности Узла Контроля Коррозии к
трубопроводной системе- Производится монтаж узла ввода измерительного устройства или пробоотборника- Устанавливается измерительное устройство и пробоотборник- Измерительное устройство эксплуатируется в пусконаладочном режиме для выявления
возможных неполадок и отклонений в работе. Частота измерений соответствует требованиям пускового периода ингибирования (см. Таблицу 6 настоящих методических указаний).
7.3 Мониторинг коррозииМониторинг скорости коррозии включает в себя техническое и эксплуатационное
обслуживание узлов контроля.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 и измерительных устройств.В процессе эксплуатационного обслуживания выполняются следующие операции,
предназначенные для сбора, накопления информации, ее переработки, хранения и использования:
- Отбор проб жидкости из трубопровода и их анализ;- Установка и извлечение образцов-свидетелей на узлах контроля коррозии;
Дата печати 13.08.2007 5:48:00 26
М-01.04.04-03- Установка и извлечение датчиков скорости коррозии;- Проведение замеров с помощью приборов коррозионного контроля;- Считывание информации с измерительных приборов;- Формирование отчетовВыполнение этих операций, собственно, и представляют собой эксплуатацию системы
мониторинга коррозии.Необходимо учитывать, что большинство операций, проводимых при обслуживании узлов
контроля, является опасным. Поэтому они должны проводится 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. 6.8 настоящий методических указаний.
Мониторинг коррозии при ингибировании делится на три последовательных стадии – замеры базовой линии (контрольной скорости коррозии), пусковой период ингибирования (начало ингибирования, оптимизация дозировки, ОПИ) и штатный период ингибирования (устойчивая дозировка)
7.3.1 Замеры базовой линииВ этот период производится мониторинг всех параметров – прямых и косвенных – в условиях
отсутствия ингибиторной защиты. Получаемые результаты дают точку отсчета для дальнейшей оценки эффективности ингибирования. Перечень параметров мониторинга и периодичность замеров должны отвечать требованиям Таблицы 6 в соответствии с тем уровнем ИП ингибитора, который предполагается при защите данной трубопроводной системы.
Дата печати 13.08.2007 5:48:00 27
М-01.04.04-03Минимальная длительность замера базовой линии – 1 месяц. Для лучшего понимания
механизма коррозии и воспроизводимости результатов рекомендуется производить два цикла замеров базовой линии. Полная длительность периода в этом случае составит 2 месяца. Не рекомендуется производить замеры базовой линии дольше 3 месяцев. Если при замерах базовой линии в различные периоды наблюдаются сильные отличия в скорости коррозии, то для статистического определения фоновой скорости коррозии требуется шесть и более месяцев. Если непозволительно оставлять трубопровод без ингибиторной защиты в течение такого времени, то рекомендуется не устанавливать точное фоновое значение и впоследствии для оценки эффективности защиты использовать не величину защитного эффекта, а пользоваться величиной остаточной скорости коррозии.
Если необходимо сократить длительность периода, то для мониторинга базовой линии (а также при пусковых периодах ингибирования) можно использовать более чувствительные средства измерения и увеличить частоту замеров. При этом частоту замеров косвенных параметров, также можно увеличить в 2-3 раза. Например, если плановый уровень ИП ингибитора составляет 0,85, то замеры базовой линии можно провести в режиме мониторинга, соответствующего уровню ИП, равному 0,95 (См. Таблицу 6 настоящих методических указаний).
7.3.2 Пусковой режим ингибированияВо время пускового режима ингибирования, а также при оптимизации дозировки ингибитора
рекомендуется увеличенная частота замеров всех параметров в соответствии с Таблицей 6. Это особенно полезно при периодическом дозировании ингибитора, подаче ингибитора с ударной дозировкой при постоянном дозировании и при подаче ингибитора пачкой через скважину, т.е. в тех случаях, когда необходимо отследить влияние кратковременного изменения концентрации ингибитора на скорость коррозии.
7.3.3 Штатный режим ингибированияШтатный режим мониторинга осуществляется в соответствии с требованиями,
перечисленными в Таблице 6. Штатный режим поддерживается до тех пор, пока не выявляются какие-либо отклонения в эффективности ингибиторной защиты, либо штатные изменения технологии ингибирования, требующие большей частоты замеров и увеличения чувствительности и скорости отклика системы мониторинга.
8 Управление мониторингом коррозииСистема мониторинга коррозии будет максимально эффективной, если получаемые с ее
помощью данные позволяют анализировать эффективность ингибиторной защиты, выявлять нежелательные отклонения в эффективности и их причины, а также вносить усовершенствования и коррективы в саму систему мониторинга.
Для этого необходимо осуществлять сбор и обработку данных, их корректный анализ и систематичную отчетность. Полезным условием и инструментом решения этих задач является наличие соответствующей базы данных, связывающей трубопроводные системы с перечнями данных, приведенных в таблице 6 настоящих методических указаний и таблицах 7 и 8 М-01.04.04-02.
Для своевременного наполнения базы данных необходимым объемом информации сам процесс мониторинга нуждается в эффективном управлении. Для этого необходимо иметь персонал, ответственный за организацию мониторинга
Таблица 8. Требования к управлению мониторингом коррозии в зависимости от ИП ингибитора
Дата печати 13.08.2007 5:48:00 28
М-01.04.04-03Индекс подачи ингибитора 0,75 0,85 0,95Определение лиц, ответственных за организацию мониторинга Обязательно Обязательно Обязательно
Обзор результатов и предоставление отчетности Ежемесячно Ежемесячно Еженедельно
Подробный анализ нарушений технологии ингибирования и мониторинга
Желателен Обязателен Обязателен
Перечень КИД и КПЭ для ответственного персонала Обязателен Обязателен Обязателен
Эффективность исполнения эксплуатационных и технических операций и при мониторинге определяется по значению ключевых показателей КИД. Их рекомендуемый перечень дан в таблице 9. Ключевой показатель эффективности (КПЭ) мониторинга коррозии должен устанавливаться как максимально допустимый % отклонений в перечисленных показателях. Не рекомендуется, чтобы он превышал 5 % не зависимо от критичности контролируемых трубопроводных систем. (Критичность систем определяет сами численные значения этих показателей посредством таблицы 6) Таблица 9. Рекомендуемый перечень показателей для управления мониторингом коррозии
Показатель План Факт % откл.
Организация процесса мониторингаОбщее число операцийЧисло нарушений графика мониторингаЧисло нарушений графика отчетностиЧисло операций по эксплуатационному обслуживанию Узлов Контроля Коррозии:установка-извлечение образцов-свидетелейсчитывание данных on-line измерительных устройствчисло анализов остаточного содержания ингибиторачисло анализов содержания агрессивных компонентовчисло анализов минерализации водыКоличество переданных данных по:расходу ингибиторарасходу жидкостипроизводительности трубопроводарежиму теченияКоличество операций по техническому обслуживанию Узлов Контроля Коррозии:тестированиеревизияОбеспечение охраны труда, техники безопасности и охраны окружающей средыКоличество проведенных инструктажей и проверок состояния охраны труда и техники безопасностиКоличество инцидентов, связанных с ПБ и ОТ -
Дата печати 13.08.2007 5:48:00 29
М-01.04.04-039 Мониторинг коррозии типовых трубопроводных систем9.1 Общие положенияВсе 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.
Организация мониторинга коррозии зависит от строения трубопроводной системы и отличается для линейных и разветвленных систем.
Для линейных систем в большинстве случаев контролируемые участки – это конечный участок трубопровода и минимум одна точка на участке с повышенной скоростью коррозии.
В разветвленных трубопроводных системах выделяется основное направление, наиболее протяженное для данной системы. Например, в системе нефтесбора это может быть направление от самого удаленного куста до ДНС, УПСВ или КСП. Подходы к мониторингу коррозии основного направления аналогичны линейным трубопроводам.
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 мониторинга на подобных объектах, а также результаты, полученные при опытно-промышленных испытаниях ингибиторов.
9.2 Нефтегазопроводы9.2.1 Характерные механизмы коррозииФакторы, 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 %. 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 возможны высокие температуры транспортируемой продукции - от 30ºС до 90ºС. При прочих равных условиях скорость коррозии увеличивается с повышением температуры. В средах, склонных к отложению карбонатных солей, зависимость скорости коррозии от температуры проходит через максимум.
- 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.
Дата печати 13.08.2007 5:48:00 30
М-01.04.04-03- 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.
9.2.2 Определение опасных участковПромысловые нефтегазопроводы характеризуются 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 участки нефтегазопроводов с повышенной скоростью коррозии или осложненным ингибированием:
- участки с повышенным уровнем аварийности;- участки с максимальной потерей толщины стенки; - участки, на которых произведена замена по причине повышенного износа.- участки с расслоенной структурой потока;- участки, по которым транспортируется продукция с повышенной концентрацией
коррозионно-агрессивных компонентов (углекислого газа, сероводорода, механических примесей и т.п.);
Дата печати 13.08.2007 5:48:00 31
М-01.04.04-03- Участки, на которых возможно образование водных скоплений;9.2.3 Контролируемые параметры и размещение точек контроля коррозии.
Дата печати 13.08.2007 5:48:00 32
М-01.04.04-03На основном направлении в обязательном порядке оборудуется узел контроля на конечном
участке. В данной точке контролируются: - скорость коррозии образцов-свидетелей или датчиков коррозии; - остаточное содержание ингибитора в водной фазе. - фазовый состав жидкости (обводненность, газосодержание, концентрация механических
примесей);- химический состав жидкости (ионный состав водной фазы; концентрация углекислого
газа, сероводорода и кислорода; коррозионно-агрессивные микроорганизмы);- дополнительно может вестись контроль толщины стенки методами неразрушающего
контроля. Минимум один узел контроля устанавливается на критическом участке с повышенной
скоростью коррозии (в случае если он не совпадает с конечным участком). Контролируемые параметры:
- скорость коррозии образцов-свидетелей или датчиков коррозии; - потеря толщины стенки трубопровода;- остаточное содержание ингибитора в водной фазе.- фазовый состав жидкости (обводненность, газосодержание, концентрация механических
примесей);- химический состав жидкости (ионный состав водной фазы; концентрация углекислого
газа, сероводорода и кислорода; коррозионно-агрессивные микроорганизмы)Боковые ответвления должны быть оснащены минимально-необходимым количеством узлов
контроля. Узлами контроля должны быть оснащены преимущественно участки перед врезкой в основное направление достаточно протяженных и технологически значимых боковых ответвлений. В большинстве случаев достаточно контролировать косвенные характеристики эффективности ингибирования. Например, концентрацию ингибитора в устьевых пробах добывающих скважин при периодической подаче ингибитора через их затрубное пространство, что необходимо для управления частотой обработок и разовым количеством ингибитора. Дополнительно может быть организовано определение остаточного содержание ингибитора боковых ответвлениях с повешенной скоростью коррозии.
9.2.4 Методы контроляНефтегазопроводы характеризуются нестабильностью своих технологических характеристик.
Факторы, вызывающие изменение коррозионной ситуации часто бывают непредсказуемы. Поэтому методы контроля коррозии отличаются на следующих стадиях ингибирования:
- перед внедрением ингибиторной защиты;- на начальном этапе ингибирования («пусковой» период);- в режиме стабильного (штатного) функционирования защиты.Контроль скорости коррозии должен начинаться не менее чем за месяц до начала
ингибирования. Задачи контроля коррозии перед началом ингибирования:- определение фоновых скоростей коррозии;- выявление факторов, влияющих на интенсификацию коррозии;- определение стабильности коррозионных характеристик системы.Задачи контроля коррозии на начальном этапе ингибирования:
Дата печати 13.08.2007 5:48:00 33
постоянное дозирование ингибитора
периодическое дозирование ингибитора
остаточное содержание в устьевых пробах зачем
Контроль
скорость коррозиихимический составструктура потокаостаточное содержание
участки с повышенной скоростью коррозии
участки на которых возможна пониженная концентрация ингибитора
основное направление
ДНС, КСП, УПСВ
М-01.04.04-03- выявление факторов отрицательно влияющих на эффективность ингибирования и мест
где оно наблюдается;- определение оптимальных параметров ингибиторной защиты (дозировка, периодичность
ингибирования и т.д.);- определение стабильности эффективности ингибирования.Оборудование для контроля коррозии на этих стадиях должно обладать временем
реагирования на изменение скорости коррозии не более суток. Это приборы электросопротивления улучшенного разрешения и LPR.
На стадиях контроля коррозии до начала ингибирования и в начальный период ингибирования необходимо оценить стабильность скорости коррозии и эффективности ингибирования. Если эти показатели достаточно стабильны, то для дальнейшего мониторинга в штатном режиме возможно применение образцов-свидетелей. В противном случае необходимо продолжать использование приборных методов контроля.
Рисунок 4. Схема ингибирования и мониторинга нефтегазопроводов
Дата печати 13.08.2007 5:48:00 34
М-01.04.04-039.3 Напорные нефтепроводы9.3.1 Технологические особенностиНапорные нефтепроводы характеризуются значительной протяженностью (иногда до 100 –
200 км) и большими диаметрами (часто более 325 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 быть остановлено одно или несколько месторождений.
9.3.2 Характерные механизмы коррозииФакторы, 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.
9.3.3 Определение критических участковВыбор 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.Критическими участками, на которых возможно снижение эффективности ингибирования:- конечные участки защищаемых направлений с пониженной концентрацией ингибитора
вследствие его потерь при адсорбции на поверхности механических примесей, технологических отложений и др. при движении по трубопроводу.
- Участки с водным подслоем или с водными скоплениями, на которых затруднено перераспределение ингибитора в водную фазу
- Затруднения доступа ингибитора к поверхности металла вследствие образования на ней отложений солей, парафинов и т.д.
9.3.4 Очистка полости трубопроводов
Дата печати 13.08.2007 5:48:00 35
М-01.04.04-03Если для повышения эффективности ингибирования производится периодическая очистка
полости трубопроводов от отложений и водных скоплений с применением механических очистных устройств, то используемые технические средства контроля коррозии должны иметь соответствующее исполнение, не мешающее свободному прохождению снаряда. В противном случае необходимо на время проведения операции извлекать из трубопровода технические средства контроля.
9.3.5 Контролируемые параметры и размещение точек контроля коррозии.На каждом ингибируемом напорном нефтепроводе в обязательном порядке оборудуется
узел контроля коррозии на конечном участке. В данной точке контролируется:- скорость коррозии образцов-свидетелей или датчиков коррозии; - остаточное содержание ингибитора в водной фазе;- остаточное содержание ингибитора в нефти. - фазовый состав жидкости (обводненность, газосодержание, концентрация механических
примесей);- дополнительно может вестись контроль толщины стенки методами неразрушающего
контроля.Для контроля коррозии участков с повышенной скоростью коррозии или осложненным
ингибированием на них оборудуются узлы контроля, в которых контролируется:- скорость коррозии образцов-свидетелей или датчиков коррозии- потеря толщины стенки трубопровода- фазовый состав жидкости (обводненность, концентрация механических примесей)- остаточное содержание ингибитора в водной фазе- остаточное содержание в нефтяной фазе.Количество узлов контроля на участках с повышенной скоростью коррозии должно
определяться с учетом ответственности трубопровода и рисков при его эксплуатации. Рекомендуется следующий порядок выбора мест для монтажа точек контроля на критических с точки зрения повышенной скорости коррозии участках:
- выборочное шурфование трубопровода на нескольких опасных участках- проведение неразрушающего контроля толщины стенки трубопровода- окончательный выбор места установки узла контроля – в точке, где был обнаружен
максимальный коррозионный износ9.3.6 Методы контроляПодходы к мониторингу коррозии напорных нефтепроводов в первую очередь зависят от
обводненности транспортируемой по ним жидкости и стабильности их технологических характеристик (загрузка, обводненность и т.п.).
Если напорные нефтепроводы обладают стабильными технологическими характеристиками, то для контроля эффективности ингибирования достаточно применять методы контроля коррозии с относительно большим временем реагирования на изменение скорости коррозии. Например, образцы-свидетели.
В случае если технологические характеристики трубопроводов нестабильны, требования к системе мониторинга коррозии аналогичны требованиям, предъявляемым к нефтегазопроводам
В случае напорных нефтепроводов транспортирующих низко-обводненную продукцию (менее 20 – 30 %), основным фактором риска является образование водных скоплений и водного подслоя. Сложности при проектировании системы мониторинга:
- определение мест установки узлов контроля-коррозии; - обеспечение достоверности замера скорости коррозии.
Дата печати 13.08.2007 5:48:00 36
ДНС, КСП, УПСВ ЦППН
ДНС, КСП, УПСВ
участки с повышенной скоростью коррозии
участки на которых возможна пониженная концентрация ингибитора
постоянное дозирование ингибитора
Контрольскорость коррозиихимический составструктура потокаостаточное содержание
М-01.04.04-03Опасные с точки зрения повышенной скорости коррозии участки расположены в местах
образования водных скоплений. Эти участки часто расположены на пониженных участках трассы трубопроводов, поэтому могут быть заболочены или находится в пойменной зоне. Поэтому целесообразно использовать необслуживаемые узлы контроля с установленным на нижней образующей трубы датчиком скорости коррозии и вынесенным на поверхность контактным устройством для подключения к прибору, например прибору электросопротивления. Толщина элемента датчика должна быть достаточно большой, чтобы обеспечить длительный срок его службы
Для того чтобы обеспечить достоверность замера скорости коррозии необходимо, чтобы поверхность датчиков коррозии находилась в контакте с коррозионно-агрессивной водной фазой. Если водные скопления нестабильны, то время контакта датчика с водной фазой может быть малым. Поэтому для контроля скорости коррозии необходимо применение высоко-чувствительного коррозионного оборудования с малым временем реагирования. Наиболее целесообразно применение приборов электросопротивления повышенной чувствительности или CEION.
В случае низкой обводненности продукции, ингибитор должен в достаточном количестве находиться в нефтяной фазе, и при этом перераспределяться из нее в объем водных скоплений. Для косвенной оценки этого, обязателен периодический отбор проб нефти для проведения лабораторного тестирования динамики перехода ингибитора из нефтяной в водную фазу. Метод описан в разделе «Тестирование ингибиторов коррозии» в Методических указаниях по организации и исполнению программ ингибирования коррозии промысловых трубопроводов»
Рисунок 5. Схема ингибирования и мониторинга напорных нефтепроводов
Дата печати 13.08.2007 5:48:00 37
М-01.04.04-039.4 Водоводы9.4.1 Технологические особенностиСистемы 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 70 – 200 атм.
В зависимости от происхождения транспортируемой воды водоводы могут быть:- водоводы подтоварной (подготовленной пластовой) воды;- водоводы сеноманской воды;- водоводы пресной воды;- водоводы, транспортирующие смешанные воды.9.4.2 Характерные механизмы коррозииФакторы, 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. В воде для закачки в пласт присутствует остаточное количество CO2.
- 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.
- 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. При одинаковой концентрации газов в водоводах низкого и высокого давления скорость коррозии на 1 – 2 порядка выше в высоконапорных объектах.
Таблица 9. Факторы, влияющие на коррозию водоводовТип воды Коррозионные факторыВодоводы подтоварной (подготовленной пластовой) воды О2, СО2, H2S, биокоррозияВодоводы сеноманской воды H2S, СО2, биокоррозияВодоводы пресной воды О2
Водоводы, транспортирующие смешанные воды О2, СО2, H2S, биокоррозия
Дата печати 13.08.2007 5:48:00 38
М-01.04.04-039.4.3 Определение критических участковКритические 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.
Одновременно 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.
9.4.4 Контролируемые параметры и размещение точек контроля коррозии.Узлы контроля коррозии устанавливаются на критических участках водоводной системы: - на начальном и конечном участке низконапорного водовода;- на двух, наиболее удаленных от насосной станции участках высоконапорных водоводов.Контролируются следующие параметры:- скорость коррозии образцов-свидетелей или датчиков коррозии; - остаточное содержание ингибитора;- концентрация кислорода;- биозараженность. 9.4.5 Методы контроляФакторы, которые оказывают влияние на эффективность ингибиторной защиты водоводов,
трудно поддаются прогнозированию. Так, концентрация кислорода может существенно меняться со временем, а если коррозия протекает преимущественно по микробиологическому механизму, то применением только методов мониторинга коррозии невозможно оценить влияние всех факторов риска
Поэтому методы мониторинга коррозии отличаются на следующих стадиях ингибирования:- перед внедрением ингибиторной защиты;- на начальном этапе ингибирования («пусковой» период);- в режиме стабильного (штатного) функционирования защиты.Контроль скорости коррозии должен начинаться не менее чем за месяц до начала
ингибирования. Задачи контроля коррозии перед началом ингибирования:- определение фоновых скоростей коррозии;- выявление степени влияния на коррозию кислорода и микробиологического фактора
(необходимо отметить, что выявление вклада микробиологического фактора требует достаточно длительного времени – не менее трех месяцев);
- определение стабильности коррозионных характеристик системы.Задачи контроля коррозии на начальном этапе ингибирования:- выявление влияния на эффективность ингибирования кислорода и микробиологического
фактора;- определение оптимальных параметров ингибиторной защиты;- определение стабильности эффективности ингибирования.На перечисленных стадиях должно применяться следующее оборудование:- для контроля скорости коррозии – образцы-свидетели или LPR;- для контроля влияния кислорода – гальванические датчики или датчики LPR, поточные
кислородомеры на начальных участках низконапорных водоводов;- в случае если в перекачиваемой воде обнаружено большое количество коррозионно-
опасных микроорганизмов, то необходимо применение биодатчиков.
участки на которых возможно снижение эффективности ингибирования
постоянное дозирование ингибитора
нагнетательная скважина
М-01.04.04-03Если по результатам мониторинга скорости коррозии в отсутствии ингибиторной защиты и в
начальный период ингибирования не отмечено каких-либо серьезных скачков скорости коррозии по причине резких изменений в системе, скорость коррозии в присутствии ингибитора находится на стабильном уровне, то при дальнейшем мониторинге скорости коррозии допускается использование только образцов-свидетелей.
Рисунок 6. Схема ингибирования и мониторинга водоводов
9.5 промысловые газопроводыПроектирование и эксплуатации систем ингибирования промысловых газопроводов в целом
аналогично нефтегазопроводам. Основные отличия связаны с особенностями свойств перекачиваемых сред и механизма коррозии.
Самая большая сложность в организации контроля скорости коррозии – выбор представительных мест контроля коррозии. Наиболее опасные с точки зрения участки – участки, на которых имеется контакт металла трубы с водной фазой. Это может происходить на участках с температурой ниже точки росы, где возможно образование конденсата, и на пониженных участках, где возможно образование скоплений воды или конденсата и др. Поэтому, не исключая варианты различного рода расчетов, наиболее целесообразно выбирать места точек контроля коррозии по данным диагностики и результатам анализа статистики отказов газопроводов по причине коррозии.
10 Охрана труда, промышленная безопасность и охрана окружающей среды 10.1Требования к оборудованию узлов контроля коррозииОборудование, с помощью которого производится сверление отверстий в действующем
трубопроводе и оборудование, монтируемое в точке контроля должно иметь сертификаты, разрешающие его применение на действующих трубопроводах.
10.2Обустройство узлов контроля коррозии
Дата печати 13.08.2007 5:48:00 40
М-01.04.04-0310.2.1 Опасные факторы при обустройстве узлов контроля коррозии- Повышенная концентрация попутного газа в воздухе в районе узла контроля;- Возможность пожаров;- Возможность загрязнения окружающей среды нефтепродуктами и минерализованной
водой;- Возможность аварийной разгерметизации трубопровода.
Дата печати 13.08.2007 5:48:00 41
М-01.04.04-0310.2.2 Меры по снижению опасности- Обязательный предварительный анализ исполнительной документации на трубопровод с
локализацией переходов обустроенных защитой типа «труба в трубе».- Обязательное наличие утвержденной инструкции по ОТ, ПБ и ООС при производстве
работ, а также плана ликвидаций возможных аварий.- Работы по приварке к трубопроводу патрубков с ответным фланцевым соединением
относятся к огнеопасным. Для выполнения работ необходимо оформление наряда-допуска.
- Для проведения огневых работ должно быть назначено ответственное лицо из числа специалистов, не занятых в данное время ведением технологического процесса и знающих правила безопасного ведения огневых работ на взрывоопасных и взрывопожароопасных объектах.
- Перед проведением огневых работ обязательно проведение дефектоскопии трубопровода в месте установки узла контроля.
- Сварное соединение должно удовлетворять требованиям к привариваемым отводам и должно быть проконтролировано методами неразрушающего контроля.
- Вся запорная арматура перед установкой должна подвергаться гидравлическому испытанию пробным давлением на 25% выше рабочего.
- Не реже одного раза в год приспособление для холодной врезки должно подвергаться осмотру и гидравлическому испытанию пробным давлением на 25% выше рабочего. Результаты осмотра и испытания оформляются актом.
- К проведению работ по холодной врезке в действующие трубопроводы допускаются рабочие основной профессии, прошедшие инструктаж и обученные безопасным приемам работы с инструментом и приспособлениями для холодной врезки.
- В случае возникновения аварийных ситуаций, пожаров или возникновении угрозы жизни людей, порчи оборудования действовать согласно утвержденному Плану ликвидации аварий.
- Обустроенный узел контроля должен иметь ограждение и предупреждающую табличку.10.2.3 Эксплуатационное обслуживание узлов контроля коррозии10.2.3.1 Опасные факторы при эксплуатационном обслуживании узлов контроля коррозии- Возможность травмирования обслуживающего персонала;- Возможность пожаров;- Возможность загрязнения окружающей среды нефтепродуктами и минерализованной
водой;- Возможность аварийной разгерметизации трубопровода;- Повышенная концентрация попутного газа в воздухе в районе узла контроля.10.2.3.2 Меры по снижению опасности- Организация, проводящая работы по обслуживанию узлов контроля, должна иметь
утвержденную инструкцию по ОТ, ПБ и ООС при производстве работ, а также план ликвидаций возможных аварий.
- К работе по текущему обслуживанию узлов контроля коррозии допускаются лица, прошедшие инструктаж, стажировку и проверку знаний по безопасному ведению работ, инструкции по охране труда при проведении газоопасных работ.
- Работы по текущему обслуживанию узлов контроля коррозии проводятся звеном не менее двух рабочих.
- При эксплуатационном обслуживании узлов контроля допускается использование только обмедненного инструмента.
Дата печати 13.08.2007 5:48:00 42
М-01.04.04-03- Не допускается розлив нефтепродуктов и минерализованной воды на месте проведения
работ. При проведения работ по обслуживанию узлов контроля необходимо использовать специальные емкости для слива и хранения жидкости.
- Необходимо соблюдать графики ревизий технического состояния узлов контроля коррозии. Своевременно проводить текущие и плановые ремонты.
- Работы по установке и снятию лубрикаторных устройств и коррозионных зондов являются газоопасными работами, осуществляются с оформлением записи в «Журнале газоопасных работ».
- Работы в колодцах осуществляются персоналом в количестве не менее 3-х человек с использованием страховки и средств индивидуальной защиты.
- На месте производства работ обязательна установка предупреждающих знаков, аншлагов: «Газоопасные работы», «Опасная зона», «Проход закрыт», «Газоопасно» и т.д.
- После окончания работ установить предупреждающую табличку – «Внимание! Установлен зонд! Система под давлением».
- В случае возникновения аварийных ситуаций, пожаров или возникновении угрозы жизни людей, порчи оборудования действовать согласно утвержденному Плану ликвидации аварий.
Дата печати 13.08.2007 5:48:00 43
М-01.04.04-03Перечень приложений (справочные)
Методы и технические средства мониторинга коррозии Данная группа приложений дает описание методов мониторинга коррозии, наиболее
практичных с точки зрения использования на Российских месторождениях. К ним относятся гравиметрический метод (образцов-свидетелей коррозии), метод Электрического Сопротивления (Electrical Resistance, или ER и его разновидность CEION), метод Сопротивления Линейной Поляризации (LPR). Эти методы отличаются относительной простотой и надежностью и в полной мере отвечают требованиям большинства задач, возникающих при организации ингибиторной защиты.
В основном оборудование мониторинга коррозии производится за рубежом, хотя в последнее время ряд отечественных производителей освоили выпуск измерительных устройств отдельных типов.
Наиболее известные зарубежные производители – CORMON Ltd(Великобритания), RCS (Rohrback-Cossasco Systems, США/Великобритания), CorrOcean (Норвегия).
Отечественные производители – ОАО СОНАР (Пенза), ГУП ИПТЭР (Уфа). Приложение 1 дает сведения, общие для всех перечисленных методов. Это касается
способа ввода датчиков в поток жидкости и исполнения чувствительных элементов датчиков.Приложения 2 – 4 дают принципы действия каждого из методов мониторинга, их
преимущества и недостатки, описание типичных измерительных устройств, производителей измерительных устройств и ориентировочные цены.
Перечень приложений приведен ниже.Приложение 1 Конструктивное исполнение узлов ввода и датчиковПриложение 2 Гравиметрический метод оценки скорости коррозии.Приложение 3 Метод электрического сопротивления.Приложение 4 Метод Сопротивления Линейной Поляризации.
Дата печати 13.08.2007 5:48:00 44
М-01.04.04-03Приложения 1 (справочное)
Конструктивное использование узлов ввода и датчиков
1-1. Типы устройств для доступа датчиков в поток жидкости1-1.1 Требования к узлам ввода.Все без исключения методы оценки агрессивности среды, основанные на измерениях
скорости коррозии, требуют размещения датчика (чувствительного элемента) в потоке транспортируемой жидкости. Рабочие давления в типичных нефтепромысловых трубопроводных систем лежат в пределах от единиц до сотен атмосфер. В связи с этим задача обеспечения доступа датчика в агрессивную среду связана с двумя осложнениями.
Во-первых, системы с повышенным давлением представляют опасность для здоровья и жизни персонала, занятого в эксплуатации трубопроводов вообще и в мониторинге коррозии в частности. Поэтому конструктивное исполнение датчика и узла ввода должны выдерживать рабочие давления трубопроводных систем и предусматривать полную безопасность персонала при соблюдении необходимых мер и правил монтажа и эксплуатации оборудования.
Во-вторых, конструктивно узел ввода и датчик должны обеспечивать доступ датчика в поток жидкости без остановки ее перекачки. Дополнительно, кроме ввода датчика без остановки трубопровода, желателен также и монтаж самих узлов доступа на действующих трубопроводах.
1-1.2 Системы доступа высокого давленияВсем этим требованиям удовлетворяют так называемые 2″ (двухдюймовые) системы доступа
типа Рорбак-Козаско по названию компании, впервые разработавшей и применившей такой тип систем (Rohrback-Cossasco Systems), или системы высокого давления. В настоящее время практически каждый из ведущих производителей оборудования мониторинга коррозии изготавливает аналогичные 2″ системы для собственных датчиков. Типоразмеры этих систем от различных производителей различаются и не являются взаимозаменяемыми с системами других производителей. В целом же характеристики этих систем идентичны и обеспечивают монтаж узла, врезку в трубопровод и эксплуатацию оборудования при давлениях до 400 атмосфер без остановки перекачки.
В качестве датчика могут использоваться образцы-свидетели, датчики ER, CEION и LPR, а также гальванические, био- и другие.
Для сверления отверстия без остановки трубопровода и для установки-извлечения датчиков необходимо специальные устройства, которые также производятся изготовителями оборудования.
Рисунок 1.1. Схема устройства 2″ узла ввода типа системы
Рорбак-Козаско с установленным датчиком и
защитной крышкой.
Дата печати 13.08.2007 5:48:00 45
М-01.04.04-03
Дата печати 13.08.2007 5:48:00 46
М-01.04.04-03
Рисунок 1.2. Сборочной чертеж типичного устройства установки – извлечения датчиков через 2″ узел ввода.
Такие устройства из-за ограниченности собственных размеров имеют ограничения по длине датчика, устанавливаемого на трубопроводе. Чем более длинный датчик требуется установить на трубопроводе, тем большую рабочую длину должно иметь устройство ввода-извлечения. Если требуется монтаж датчиков различной длины, то можно обходиться одним единственным монтажным устройством, подходящим для установки самого длинного датчика. Однако при этом, если есть ограничения в запасе рабочего пространства в месте установки Узла Контроля Коррозии, то подходить к выбору длины датчика, исполнению узла ввода и его ориентации на трубопроводе надо с осторожностью, для чего целесообразно проконсультироваться у производителя оборудования.
Стоимость устройства установки – извлечения датчиков и аналогичного устройства врезки на рабочем трубопроводе высокого давления составляет ориентировочно $ 15,000 – 20,000 у всех производителей.
1-1.3 Системы доступа низкого давления. Большинство Российских трубопроводных систем эксплуатируется при давлениях, не
превышающих 40 атмосфер. В таких условиях может быть неоправданным с экономической точки зрения использование надежных, но громоздких систем высокого давления. В этом случае возможно применение систем оборудования низкого, до 70 атмосфер, давления, или так называемых «извлекаемых» систем.
Дата печати 13.08.2007 5:48:00 47
М-01.04.04-03
Рисунок 1.3. Схемы типичного узла вода для извлекаемого устройства.
У извлекаемых систем проще конструкции самих датчиков, а также узел ввода представляет собой простой шаровый кран или задвижку, сертифицированные на соответствующее рабочее давление. Для врезки в трубопровод может использоваться стандартное сверлильное оборудование, применяемое в Российских добывающих компаниях.
1-2. Конструктивное исполнение датчиков1-2.1 Конструктивное исполнение датчиков высокого давленияТипичное устройство датчиков и образцов-свидетелей для 2″ систем показано на рисунке 1.4.
Дата печати 13.08.2007 5:48:00 48
М-01.04.04-03
Рисунок 1.4. Датчики (слева) и образец-свидетель (справа) в исполнении «заподлицо» для систем высокого давления.
1-2.2 Конструктивное исполнение датчиков для извлекаемых систем.Типичное устройство датчиков для извлекаемых систем показано на рисунке 1-5.
.
Рисунок 1.5. Датчик сопротивления линейной поляризации (LPR) для систем низкого давления
1-2.3 Конструктивное исполнение чувствительных элементов датчиков рассмотрены ниже при рассмотрении методов измерения скорости коррозии
1-2.4 Ориентация датчиков и образцов-свидетелей на трубопроводах Независимо от конструктивного исполнения узлов ввода и датчиков, которое диктуется
технологическими параметрами работы трубопровода, требуемая ориентация датчиков зависит от расположения в трубопроводе наиболее агрессивной фазы в месте мониторинга.
Различные варианты монтажа на примере образцов-свидетелей в системе высокого давления иллюстрируется рисунком 1.6.
Дата печати 13.08.2007 5:48:00 49
C O R R O S IO N M O N IT O R IN G W IT HW E IG H T L O S S C O U P O N S
М-01.04.04-03
Рисунок 1.6 Типичные варианты монтажа образцов-свидетелей в системе высокого давления
Внимание! На рисунке плоскость пластинчатых образцов свидетелей повернута на 90º к плоскости чертежа для наглядности схематики крепления образцов к телу датчика.
Факторы, принимаемые во внимание при выборе ориентации датчиков, описаны в пункте 6.3.3.1
Дата печати 13.08.2007 5:48:00 50
М-01.04.04-03Приложение 2 (справочное)
Гравиметрический метод оценки скорости коррозии (ER) 2-1. Описание методаГравиметрический метод, или метод образцов-свидетелей, относится к массометрическим
методам. Он заключается в выдержке образцов металла известных геометрических размеров в потенциально агрессивной среде в течение известного интервала времени. По убыли массы образца за это время рассчитывается средняя скорость коррозии.
Дополнительно, использование образцов-свидетелей позволяет выявить и измерить глубину питтинга, щелевой коррозии, оценить коррозию зоны термического влияния сварных соединений, оценивать коррозионное растрескивание под напряжением и проводить химический анализ продуктов коррозии.
Гравиметрический метод – наиболее часто применяемая техника мониторинга. Образцы-свидетели относительно дешевы, очень полезны в режиме штатного ингибирования, а также в тех местах, где применение электрических приборов по каким-то причинам невозможно.
Дата печати 13.08.2007 5:48:00 51
М-01.04.04-03Рисунок 2.1. Типичные образцы-свидетели до и после выдержки в агрессивной среде.
Расчет скорости коррозии проводится по методике NACE RP 0775 или РД – 39 – 3 – 669 – 81 (ОСТ 39 -3-603-81). При расчете скорости коррозии делается допущение, что коррозия носит равномерный характер. Это далеко не всегда так. Поэтому при использовании образцов требуется полный анализ данных, включая внешний осмотр для выявления характера разрушений. Действительно, даже при невысоком значении скорости общей коррозии наличие выраженного питтинга свидетельствует о возможном сквозном распространении разрушений за относительно короткое время. Щелевая коррозия по изолирующими прокладками тоже должна оцениваться при обследовании образцов-свидетелей.
2-2. Достоинства и недостатки метода2-2.1 Достоинства метода- Применим в любых средах- Дешевизна и легкость применения- Визуальная оценка: выявляет характер разрушений/механизм коррозии- Доступность: возможность исследования продуктов коррозии и проведения
металлографических исследований для оценки скорости распространения разрушений, межкристаллитной коррозии и т.п.
2-2.2 Недостатки метода- Невысокая чувствительность и запаздывающий результат (констатация факта –
реактивный характер)- Низкая частота измерений – практически дискретный интегральный характер результата- Работа персонала на объектах высокого давления.2-3. Исполнение образцов-свидетелей.2-3.1 Образцы-свидетели проникающего типа.
Образцы свидетели изготавливаются в виде образцов металла различной формы – плоских, цилиндрических, дисковых.
Идентичные по исполнению образцы-свидетели, закрепляемые на держателе высокого давления для 2″ систем, представляют собой образцы-свидетели для систем высокого давления, например для высоконапорных водоводов системы ППД.
Дата печати 13.08.2007 5:48:00 52
М-01.04.04-03Рисунок 2.2. Образцы-свидетели для систем низкого давления.
2-3.2 Многодисковые образцы свидетели
Рисунок 2.4. Многодисковые образцы свидетели до и после экспозиции в агрессивной среде
.
Данный тип образцов-свидетелей является предпочтительным и наиболее широко применяемым в условиях месторождений Западной Сибири, характерных умеренными скоростями потока жидкостей.
2-3.3 Образцы-свидетели в торцевом исполнении («заподлицо»)
Существует вариант изготовления плоского дискового образца-свидетеля для установки «заподлицо» с нижней образующей. Устройство ввода образца в трубу в таком случае предпочтительно располагать снизу трубопровода (Рис.1.6. Приложения 1 настоящих методических указаний). Такой вариант для систем высокого давления уже был показан выше на Рисунке 1.4. Приложения 1.
Дата печати 13.08.2007 5:48:00 53
М-01.04.04-032-4. Изготовители и доступность образцов-свидетелей.Образцы-свидетели доступны от всех производителей оборудования мониторинга,
упомянутых во вводной части Приложений. Кроме того, некоторые сервисные компании, исполняющие на договорной основе работы по мониторингу коррозии, самостоятельно производят образцы-свидетели.
Для реализации гравиметрического метода целесообразно пользоваться изделиями отечественных производителей. Они выигрывают в цене по сравнению с зарубежными. Стоимость зарубежных комплектов в сборе с держателями и шаровыми кранами находятся в ценовых пределах $ 2,000 – 3,000. Цена отечественных – $ 400 – 2000 в зависимости от качества исполнения.
Образцы-свидетели могут поставляться и сервисными компаниями, предоставляющими услуги мониторинга коррозии. Главное преимущество при этом – быстрая адаптация исполнения к местным условиям, но при этом необходимо сопровождать изделие сертификатом качества, подтверждающим стабильность качества подготовки поверхности образцов.
2-5. Важные аспекты практического применения- Необходимо уделять особое внимание постоянству качества поверхности образцов и
избегать загрязнения поверхности при подготовке образцов к экспозиции и при обработке экспонированных образцов
- При хранении образцов до и после выдержки в среде необходимо принимать специальные меры для предотвращения атмосферной коррозии
Место установки и ориентация образцов на трубопроводе должны обеспечить такое поведение образцов, которое отражает механизм коррозии и не провоцирует аномальный износ образцов. Такой пример аномального гидроабразивного износа образцов в течение 30 суток экспозиции показан на Рисунке 2.4. Неверный выбор места мониторинга спровоцировал разрушения образца-свидетеля по механизму, отличному от механизма разрушений самого трубопровода.
Рисунок 2.4. Иллюстрация ошибочного выбора места мониторинга.
Дата печати 13.08.2007 5:48:00 54
М-01.04.04-03Приложение 3 (справочное)
Метод электрического сопротивления 3-1. Описание методаМетод электросопротивления относится к группе массометрических методов. В отличие от
гравиметрического, потеря массы чувствительного элемента вследствие экспозиции в агрессивной среде оценивается по результатам измерений электрического сопротивления чувствительного элемента. Скорость роста сопротивления пропорциональна скорости коррозии.
Чувствительность метода обратно пропорциональна толщине чувствительного элемента. Однако, рост чувствительности при использовании датчиков с меньшей толщиной элемента возрастает ошибка измерений, связанная с температурными флуктуациями и, что самое главное, пропорционально сокращается время жизни датчика.
В большинстве случаев метод электросопротивления используется не для абсолютной оценки скорости коррозии стенки трубопровода, а для выявления тенденций в агрессивности среды, которая может происходить либо из-за резкого изменения эксплуатационных условий или из-за нарушений в технологии ингибирования.
После образцов-свидетелей метод электросопротивления второй по применимости в целях мониторинга коррозии вообще и для ингибиторной защиты в частности.
Типичные датчики для систем низкого давления показаны на Рисунке 3-1
Рисунок 3.1. Типичные датчики Электросопротивления для систем низкого давления и вторичные приборы для считывания и/или накопления информации
3-2. Достоинства и недостатки метода3-2.1 Достоинства метода- Не требует наличия проводящей среды – применим в любых средах- Чувствительность превосходит чувствительность гравиметрического метода- Возможность отслеживания коррозии в режиме реального времени3-2.2 Недостатки метода- Чувствителен к температурным колебаниям, что может свести на нет практическую
пользу от быстродействия метода- Требует тщательности при выборе места Узла Контроля Коррозии и исполнения
чувствительного элемента3-3. Исполнение чувствительных элементов.
Дата печати 13.08.2007 5:48:00 55
М-01.04.04-03Независимо исполнения самого датчика, соответствующего высокому или низкому давлению
в трубопроводной системе, чувствительные элементы датчиков электросопротивления могут быть проникающими и торцевыми. При этом проникающие элементы могу быть петлевыми (проволочная петля), трубчатыми и кольцевыми. Корпус торцевых элементов, часто устанавливаемых «заподлицо» с нижней образующей трубопровода, может иметь разный диаметр, а сам элемент – различную конфигурацию
Рисунок 3.2. Типы чувствительных элементов датчиков электросопротивления
Изолирующий слой между чувствительным элементом и металлическим корпусом датчика может быть полимерным или керамическим, если степень агрессивности среды, в которой предполагается использовать датчик, очень высока. Например, если по трубопроводу регулярно транспортируются кислые жидкости после промывки скважин или температура эксплуатации требует термостойкости датчика.
Типичные датчики с разным исполнением чувствительных элементов показаны на рисунке 3.3.
Дата печати 13.08.2007 5:48:00
Торцевые элементы различного диаметраКольцевойПетлевой с защитным экраном
Трубчатый
56
М-01.04.04-03
Рисунок 3.3. Датчики электрического сопротивления высокого давления с петлевым и торцевым чувствительными элементами.
3-4. Усовершенствованные версии устройств электросопротивления
Делались неоднократные попытки устранить один из главных недостатков метода, а именно повысить чувствительность и быстродействия без возрастания отрицательного влияния температурных флуктуаций. Разновидностями метода с повышенной разрешающей способностью являются измерительные устройства типа MicroCorr (в настоящее время Рорбак-Козаско) и HS-ER производства CorrOcean. Повышенная чувствительность этих устройств достигается снижением толщины и особой формой чувствительного элемента, но при этом в жертву приносится время жизни этих датчиков, что приводит к необходимости их частой замены и излишним затратам. К тому же система MicroCorr не была представлена для сертификационных испытаний, вследствие чего они были отменены.
Большее распространение и с большим успехом получили усовершенствованные устройства, известные под названием технологии CEION производства CORMON Ltd. При этом существует две версии этого продукта. Собственно CEION, имеющий разрешающую способность в 100 раз выше традиционного ER метода при одинаковой толщине чувствительного элемента. (Устройство дополнительно производит измерение температуры среды). И упрощенная версия, имеющая названия DCU 2 и DCU 3. Их разрешающая способность в 10 раз выше стандартной при одинаковой толщине элемента.
Исполнение датчиков CEION аналогично датчикам ER. Накопитель данных CEION показан на рисунке 3.4.
Рисунок 3.4. Накопитель данных CEION
Дата печати 13.08.2007 5:48:00 57
М-01.04.04-03DCU 2 и более поздняя версия DCU 3 являются очень перспективным вариантом техники ER.
При стоимости, практически сопоставимой со стандартным устройством ER, DCU 3 имеет кратно большую продолжительность срока службы датчика. Более того, версия DCU 3 является универсальной по отношению ER и LPR методов. Т.е. вторичный прибор – накопитель может быть использован и с датчиком Сопротивления Линейной Поляризации. Он показан на рисунке 3.5.
Рисунок 3.5. Накопитель данных DCU 3
Дата печати 13.08.2007 5:48:00 58
М-01.04.04-033-5. Изготовители и доступность устройств электросопротивления.Все перечисленные зарубежные производители оборудования мониторинга коррозии имеют
в перечне продукции стандартные устройства ER. Стоимость комплекта в зависимости от исполнения колеблется в пределах $ 2,500 – 4,000 не зависимо от производителя. Качество примерно одинаково. Цена DCU 3 составляет $ 3,500 – 5,000. Устройство CEION - $ 6,000 – 10,000. Из всего перечня наилучшим соотношением цена-качество обладает DCU 3. CEION имеет уникальные возможности. Его применение может быть целесообразно при испытаниях, а также в таких системах, критичность которых очень высока, требует высокого ИП ингибитора и необходимо управление ингибированием по результатам on-line измерения скорости коррозии.
3-6. Важные аспекты практического применения- Место установки и ориентация датчиков на трубопроводе должны обеспечить нахождение
чувствительного элемента в наиболее агрессивной фазе - При выборе чувствительности устройства (толщины чувствительного) элемента важно
учитывать возможную скорость коррозии в системе. Высокая скорость может привести к выходу из строя датчика из-за полного преждевременного износа чувствительного элемента.
- В случае фиксации высокой скорости коррозии по датчику требуется срочная проверка соблюдения технологии ингибирования и выявления возможных отклонений в агрессивности жидкости. Фактор, оказывающий негативное влияние, должен быть устранен или его влияние скомпенсировано. На рисунке 3.6. показан пример неправильного выбора чувствительности измерительного устройства. CEION датчик был установлен на нефтесборном коллекторе ниже по потоку от куста скважин, на котором производились регулярные кислотные промывки с возвратом кислых жидкостей в коллектор. Датчик с толщиной элемента 0,5 мм за 15 дней эксплуатации был выведен из строя за счет растворения более половины толщины чувствительного элемента. Отсутствие ингибирования привело к росту скорости коррозии в последние дни эксплуатации до 10 мм/год. Для фиксирования такой скорости коррозии можно было использовать датчик с меньшей чувствительностью, но с большей толщиной, например 2 мм, и с большим сроком службы.
Рисунок 3.6. Измерения скорости коррозии в нефтесборном коллекторе с технологическими жидкостями кислотных промывок устройством CEION
Дата печати 13.08.2007 5:48:00 59
М-01.04.04-03- При эксплуатации в холодных условиях рекомендуется применение литиевых батарей и
задание программы измерений со сниженной частотой
Дата печати 13.08.2007 5:48:00 60
М-01.04.04-03Приложение 4 (справочное)
Метод сопротивления линейной поляризации (LPR)4-1. Описание методаМетод сопротивления линейной поляризации основан на измерении электрохимических
свойств поверхности корродирующего металла. Метод оперирует величинами потенциала и тока, протекающего через поверхность электрода специального датчика. Вторичные преобразователи, входящие в состав устройств LPR, преобразуют измеряемые параметры в величину скорости коррозии, выраженную в единицах среднеповерхностной потери металла за единицу времени, например в мм/год или MPY (миллидюймов в год).
Метод обладает очень высокой чувствительностью и практически мгновенным откликом. Длительность замера редко превышает 2 минуты. Скорость коррозии, измеряемая методом LPR, не обязательно точно совпадает с действительной скоростью коррозии трубопровода из-за отличий в состоянии поверхности электродов датчика и стенки трубопровода. Поэтому в большинстве случаев метод LPR используется не для абсолютной оценки скорости коррозии стенки трубопровода, а для выявления тенденций в агрессивности среды, которая может происходить либо из-за резкого изменения эксплуатационных условий или из-за нарушений в технологии ингибирования.
Основное ограничение метода – работоспособность только в токопроводящей среде (электролите). Наличие нефтепродуктов в воде, способных загрязнять поверхность электродов, может не только затруднить интерпретацию результатов, но и полностью сделать измерения невозможными. Присутствие сероводорода в воде может приводить к формированию проводящих сульфидных контактов между электродами, что полностью искажает получаемые результаты.
По этим причинам наибольшее распространение метод находит для мониторинга скорости коррозии в водоводах систем ППД.
Типичные элементы систем LPR и устройство в сборе показаны на рисунках 4.1. и 4.2. соответственно.
Рисунок 4.1. Типичные датчики Сопротивления Линейной поляризации для систем низкого давления и вторичные приборы для считывания и/или накопления информации
Рисунок 4-2. Универсальный накопитель данных DCU 3 с датчиком Сопротивления Линейной поляризации и типичная зависимость скорости коррозии от времени, полученная методом LPR
Дата печати 13.08.2007 5:48:00 61
М-01.04.04-034-2. Достоинства и недостатки метода4-2.1 Достоинства метода- Очень быстрое измерение агрессивности среды- Очень чувствителен к любым изменениям условий эксплуатации – температуры,
давления, обводненности, содержанию агрессивных компонентов и т.д.4-2.2 Недостатки метода- Необходима токопроводящая среда- Измеряет скорость только общей коррозии- Отражает только мгновенную агрессивность в момент измерения- Более характеризует тенденцию агрессивности, а не абсолютное значение скорости
коррозии- Датчики подвержены загрязнениям- В некоторых средах требуется электрохимическая квалификация персонала для
интерпретации получаемых результатов4-3. Исполнение чувствительных элементов.Независимо исполнения самого датчика, соответствующего высокому или низкому давлению
в трубопроводной системе, чувствительные элементы датчиков электросопротивления могут быть проникающими и торцевыми. При этом оба вида элементов могу быть двух- и трехэлектродными. Наличие третьего электрода необходимо для компенсации низкой электропроводности среды в случае низкой минерализации вод.
Типичные датчики с разным исполнением чувствительных элементов показаны на рисунке 4.2.
Рисунок 4.2. Датчики LPR низкого давления с проникающим и торцевым чувствительными элементами.
Дата печати 13.08.2007 5:48:00 62
М-01.04.04-034-4. Изготовители и доступность устройств электросопротивления.Измерительные устройства, использующие метод LPR, изготавливаются всеми зарубежными
и упомянутыми отечественными производителями. Как и стандартные устройства ER, приборы LPR зарубежного производства, в зависимости от
исполнения, имеют цены в пределах $ 2,500 – 4,000. Качество изделий всех производителей одинаково хорошее. Цена DCU 3 в исполнении LPR имеет такую же цену. Опыт применения показывает, что с точки зрения запаса прочности оборудование CORMON Ltd. выглядит предпочтительнее.
Устройства отечественных производителей выпускаются только в варианте низкого давления и пока не нашли широкого применения. По существующему опыту применения в немногих Российских компаниях устройства LPR Моникор/Моникор-2 (ГУП ИПТЭР, г. Уфа) не отличаются высокой надежностью в полевых условиях. Опыт применения устройств LPR и ER производства СОНАР (Г. Пенза) еще меньше. Судя по отзывам, эти изделия являются воспроизведением аналогичных изделий CORMON и RCS, несколько выигрывая в ценовом показателе по сравнению с импортными. Сведений о надежности этих отечественных изделий в достаточном количестве не собрано
4-5. Важные аспекты практического применения- Место установки и ориентация датчиков на трубопроводе должны обеспечить нахождение
электродов в водной фазе. Метод практически не применим в потоках с эмульсионным режимом течения.
- Даже при использовании метода для контроля скорости коррозии в водоводах требуется регулярное обслуживание и ревизия датчиков для исключения условий, вызывающих искажения результатов – загрязнений нефтепродуктами и образования сульфидной пленки на электродах
- Высокая частота замеров и их сохранение в памяти вторичного прибора необходимо только для трубопроводных систем, скорость которых сильно зависит от кратковременных отклонений в условиях транспортировки и химическом составе жидкостей
- При эксплуатации в холодных условиях рекомендуется применять литиевые батареи (в случае автономного питания) и задать программу сниженной частоты замеров.
