М-01.04.04-02 ОАО "Газпром нефть" г. Москва Методический документ Компании Методические указания по организации и исполнению ингибирования коррозии промысловых трубопроводов Сведения о методическом документе 1 РАЗРАБОТАН Департаментом добычи нефти и газа Дирекции по добыче 2 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Распоряжением от 31.12.2009 № 179-Р 3 ВЕРСИЯ 1.0 Введение Данные методические указания предназначены для описания пошагового интегрированного подхода к организации ингибиторной защиты и выполнения годовых программ ингибиторной защиты промысловых трубопроводов от коррозии. Ингибиторная защита часто страдает от недооценки ее необходимости. Ее отсутствие не воспринимается как непосредственный риск для целостности трубопроводов и другого оборудования, вследствие чего ингибированием пренебрегают, отдавая приоритет другим экономическим и техническим потребностям. Особенно серьезные проблемы создаются еще на стадии проектирования разработки и обустройства месторождений, когда система ингибирования не рассматривается как часть единой системы добычи и транспортировки нефти в процессе эксплуатации. Раздел «Описание структуры и содержания документа» объясняет причины высокой актуальности вопроса организации ингибиторной защиты, устанавливает цели и области применения данного вида антикоррозионных мероприятий. Раздел «Ингибиторная защита промысловых трубопроводов» содержит общие понятия, категории и определения, необходимые для понимания и описания технологического процесса. Раздел «Организация ингибиторной защиты» посвящен вопросам проектирования и эксплуатации систем ингибиторной защиты. В настоящее время существуют различные технологии для борьбы с коррозией: проектные технологические решения, применение коррозионностойких материалов или покрытий и ингибирование. В связи с этим, в разделе затрагивается вопрос принятия решения о применении ингибирования. Приведены описания возможных конфигураций и методов эксплуатации систем ингибиторной защиты. Установлена необходимость регулярной оценки эффективности системы ингибиторной защиты и отчетность, требуемая для принятия правильных решений. Оценка эффективности ингибиторной защиты базируется на методах контроля скорости коррозии (мониторинге коррозии), представляющих большую самостоятельную область деятельности. Поэтому в настоящих методических указаниях в обязательном порядке рассмотрены принципы мониторинга и обоснование его необходимости. Однако, Дата печати 05.05.2023 10:22:00 1 М-01.04.04-02 в связи с безусловной важностью мониторинга коррозии, этим вопросам посвящен самостоятельный детальный документ М-01.04.04-03 «Методические указания по организации и исполнению программ мониторинга коррозии промысловых трубопроводов». В Разделе «Ингибиторная защита типовых трубопроводных систем» приведены минимально-необходимые требования к организации ингибирования в типовых трубопроводных системах. В разделе «Лабораторные испытания ингибиторов коррозии» описывается необходимость лабораторной оценки эффективности ингибиторов коррозии, описываются типичные структуры молекул ингибиторов коррозии, товарные формы ингибиторов коррозии, приводится механизм защитного действия ингибиторов коррозии. Рассматриваются механизм защитного действия ингибиторов и их свойства. Оцениваются методы моделирования механизмов коррозии и технологии ингибирования при лабораторной оценке эффективности ингибиторов для трубопроводных систем. В разделе «Опытно-промышленные испытания (ОПИ)» приведены цели и задачи ОПИ; общие требования и принципы проведении ОПИ, область применения результатов ОПИ и выбор объектов, требования к ингибированию и системе контроля в процессе ОПИ, общая схема (типовые стадии) проведения ОПИ, определение успешности и выводы по результатам ОПИ, типовая программа ОПИ. В разделе «Контроль качества продуктов» – необходимость контроля качества ингибиторов коррозии, цели и задачи контроля виды контроля качества, требования к документации, подтверждающей качество ингибитора коррозии, показатели качества ингибиторов коррозии, требования к отбору образцов (проб) ингибиторов коррозии, процесс контроля качества при подборе ингибиторов, проведении ОПИ и промышленном применении. В разделе «Охрана труда, промышленная безопасность и охрана окружающей среды» приведены факторы опасности технологического процесса ингибирования коррозии, мероприятия, обеспечивающие охрану труда и промышленную безопасность при поставке, хранении и применении ингибиторов коррозии. Дата печати 05.05.2023 10:22:00 2 М-01.04.04-02 Содержание 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Область применения .................................................................................................... 5 1.4 Настоящий методический документ рекомендуется для применения в дочерних и зависимых обществах Компании. ......................................................... 5 1.5 Область применения ................................................................................................ 5 1.6 Применение ............................................................................................................... 6 Нормативные ссылки ................................................................................................... 6 Термины и сокращения ................................................................................................ 6 Ингибиторная защита промысловых трубопроводов ............................................ 7 4.1 Введение ................................................................................................................... 7 4.2 Общие положения ..................................................................................................... 7 4.3 Технология ингибиторной защиты ........................................................................... 9 4.4 Эффективность ингибиторной защиты .................................................................. 12 Организация ингибиторной защиты ......................................................................... 13 5.1 Общие положения ................................................................................................... 13 5.2 Принципы организации ингибиторной защиты. Разработка схемы ингибирования ........................................................................................................ 13 5.3 Проектирование ингибиторной защиты. Разработка схемы ингибирования ....... 14 5.4 Определение количества, исполнения и размещения точек контроля коррозии .................................................................................................................. 26 5.5 Разработка системы документооборота и информационного обеспечения........ 27 5.6 Эксплуатация системы ингибиторной защиты ...................................................... 27 5.7 Управление ингибированием ................................................................................. 29 5.8 Изменение параметров ингибирования ................................................................. 31 Ингибиторная защита типовых трубопроводных систем .................................... 32 6.1 Введение ................................................................................................................. 32 6.2 Общие положения ................................................................................................... 32 6.3 Нефтегазопроводы ................................................................................................. 33 6.4 Напольные нефтепроводы ..................................................................................... 36 6.5 Водоводы................................................................................................................. 38 6.6 Промысловые газопроводы .................................................................................... 41 Лабораторные испытания ингибиторов коррозии (ИК) ........................................ 41 7.1 Общие положения ................................................................................................... 41 7.2 Планирование лабораторных испытаний ИК ........................................................ 42 7.3 Принципы лабораторных испытаний ИК ................................................................ 47 Опытно-промышленные испытания ингибиторов коррозии ............................... 49 8.1 Введение ................................................................................................................. 49 8.2 Общие положения ................................................................................................... 49 8.3 Организация работ по ОПИ .................................................................................... 51 8.4 Выбор объектов для проведения испытаний ........................................................ 52 8.5 Система ингибирования и мониторинга................................................................. 53 8.6 Общие требования к проведению испытаний ....................................................... 55 8.7 Определение успешности ОПИ. Выводы по результатам испытаний ................. 56 Контроль качества продуктов ................................................................................... 57 9.1 Введение ................................................................................................................. 57 Дата печати 05.05.2023 10:22:00 3 М-01.04.04-02 9.2 Понятие качества ингибитора ................................................................................ 57 9.3 Цели и задачи контроля качества ингибиторов..................................................... 58 9.4 Система контроля качества .................................................................................... 59 9.5 Экспертиза документации ...................................................................................... 59 9.6 Показатели качества ингибиторов и методы их определения ............................. 60 9.7 Проверка качества при подборе и применении ингибиторов ............................... 61 9.8 Отбора и хранение проб для контроля качества ингибиторов ............................. 64 10 Охрана труда, промышленная безопасность и охрана окружающей среды. .... 65 10.1 Введение ................................................................................................................. 65 10.2 Основные положения .............................................................................................. 65 10.3 Логистика ................................................................................................................. 65 10.4 Мероприятия по закачке ингибиторов.................................................................... 66 10.5 Ликвидация розливов ингибиторов, утилизация отходов ..................................... 68 Приложение 1 Технические средства инигибрования ..................................................... 69 Приложение 2 Форма программы опытно-промышленных испытаний ........................... 74 Дата печати 05.05.2023 10:22:00 4 М-01.04.04-02 1 Область применения 1.1 Настоящий методический документ является составной частью СК-01.04.04 «Управление целостностью промысловых трубопроводов» (далее – СК-01.04.04). 1.2 Цель методических указаний – предоставить указания для предприятий Компании по выбору и применению ингибиторов коррозии наиболее эффективным, надежным и последовательным образом, что обеспечит целостность трубопроводов и оптимизирует экономику эксплуатационного обслуживания. 1.3 Положения настоящего методического документа подлежат соблюдению в Компании, и её структурных подразделениях с момента введения методики в действие. 1.4 Настоящий методический документ рекомендуется для применения в дочерних и зависимых обществах Компании. 1.5 Область применения Область применения методических указаний показана в Таблице 1. Таблица.1 Область применения Оборудование - Промысловые трубопроводы, оборудование для закачки ингибиторов и мониторинга коррозии Среды - CO2 и H2S-содержащие промысловые среды Химреагенты - Пленкообразующие органические ингибиторы (водо/нефтерастворимые или диспергируемые) Совместимость - Попутно добываемая минерализованная вода, ингибиторы солеотложения, биоциды, поглотители кислорода, метанол, деэмульгаторы, ингибиторы АСПО Технологические процессы - Добыча, транспорт и подготовка нефти и газа Общие вопросы - Планирование - Испытания и выбор ингибиторов - Проектирование систем ингибирования - Требования к получению/накоплению данных - Эксплуатация и техническое обслуживание - Анализ эксплуатационных показателей (КИД и КПЭ) В методических указаниях основной акцент сделан на ингибиторную защиту промысловых трубопроводов. Вопрос ингибирования коррозии наружных поверхностей и борьба с коррозией внутренних поверхностей другими способами выходит за рамки данного документа. В методических указаниях рассматривается ингибирование коррозии с помощью пленкообразующих органических ингибиторов (водо- или нефтерастворимых / диспергируемых). Затронуты в основном вопросы CO2 коррозии и, в меньшей степени, H2S-коррозии. Эти типы коррозии в подавляющем большинстве случаев являются причиной применения ингибиторной защиты. Однако следует подчеркнуть, что бактериальная коррозия и коррозия, осложненная присутствием кислорода, также часто встречаются в системах добычи и транспортировки нефти, и борьба с ними важна. Поэтому в будущих редакциях методических указаний могут быть освещены другие виды противокоррозионной защиты, которые близко связаны с ингибиторной защитой, но существенно отличаются в плане проектирования, выбора и применения: использование поглотителей кислорода и бактерицидов. Дата печати 05.05.2023 10:22:00 5 М-01.04.04-02 1.6 Применение 1.6.1 Указания должны применяться как для вновь сооружаемых, так и для существующих объектов во всех случаях, когда углеродистая сталь подвергается воздействию коррозионной среды. 2 Нормативные ссылки ПК-16.00-01 Политика в области промышленной безопасности, охраны труда и окружающей среды М-01.04.04-01 Методические указания по формированию и исполнению программ надежности промысловых трубопроводов М-01.04.04-03 Методические указания по организации и исполнению программ мониторинга коррозии промысловых трубопроводов М-01.04.04-05 Методические указания по оценке рисков промысловых трубопроводов для формирования программ надежности КТ-04 Термины и сокращения 3 Термины и сокращения В методических указаниях используются термины и сокращения, определенные в каталоге КТ04, а также следующие термины и сокращения. ингибиторная защита: широко распространенный метод борьбы с коррозией внутренней поверхности трубопроводов из углеродистой стали при добыче, транспортировке и переработке нефти. Примечание - Ингибиторная защита имеет большую историю успешного применения. Общепризнано, что при правильном выборе, применении и мониторинге ингибиторы эффективно подавляют коррозию. ингибиторная защита трубопроводов: технологический процесс нанесения и поддержания в работоспособном состоянии защитной «пленки» на внутреннюю металлическую поверхность трубопроводов, основной особенностью которого является возможность управления и перенастройки без необходимости остановки транспорта и изменения конфигурации трубопроводной системы. Индекс Подачи (ИП) ингибитора: доля времени, в течение которого дозировка ингибитора была не ниже заданной. Сплошная коррозия: Коррозия, охватывающая всю поверхность металла [1] Равномерная коррозия: Сплошная коррозия, протекающая с одинаковой скоростью по всей поверхности металла [1] Неравномерная коррозия: Сплошная коррозия, протекающая с неодинаковой скоростью на различных участках поверхности металла [1] Местная (локальная) коррозия: Коррозия, охватывающая отдельные участки поверхности металла [1] Точечная коррозия (Питтинг): Местная коррозия металла в виде отдельных точечных поражений [1] Коррозионная язва: Местное коррозионное разрушение, имеющее вид отдельной раковины [1] Коррозионное растрескивание: Коррозия металла при одновременном воздействии коррозионной среды и внешних или внутренних механических напряжений растяжения с образованием транскристаллитных или межкристаллитных трещин [1] Коррозия под напряжением: Коррозия металла при одновременном воздействии коррозионной среды и постоянных или переменных механических напряжений [1] Коррозионная усталость: Понижение предела усталости металла, возникающее при одновременном воздействии циклических растягивающих напряжений и коррозионной среды [1] Ингибитор коррозии (ИК): Вещество, которое при введении в коррозионную среду (в незначительном количестве) заметно снижает скорость коррозии металла [1] Действующее вещество ингибиторной композиции: Химическое соединение, Дата печати 05.05.2023 10:22:00 6 М-01.04.04-02 непосредственно отвечающее за снижение скорости коррозии. Как правило, снижение скорости коррозии происходит за счет адсорбции на активных центрах металлической поверхности. Вследствие этого снижается скорость катодной или/и анодной стадии электрохимической коррозии. Защитная «пленка»: Полимолекулярный адсорбционный слой молекул действующего вещества на поверхности металла. Растворимость ингибитора: Параметр, определяющий образование истинных или коллоидных растворов ингибитора с водной или углеводородной средами. Ингибиторы могут быть растворимыми, диспергируемыми или нерастворимыми в водной или углеводородной фазах. Межфазное распределение: Способность действующего вещества перераспределяться между водной и углеводородной фазами и накапливаться в них. Распределение зависит от химического состава ингибиторной композиции и соотношения водной и углеводородной фаз. Следует различать растворимость и распределение. Так, даже если ингибитор хорошо растворим в воде, это еще не означает, что в водо-нефтяной среде он будет хорошо перераспределяться в водную фазу и обладать в ней высокой защитной способностью Эффективность ингибирования: Достижения основных заданных целевых параметров. Степень защиты: Оценка эффективности выбранного метода защиты от коррозии [1] Мониторинг ингибирования: Отслеживание ряда параметров, необходимых для эффективного снижения скорости коррозии трубопроводов при ингибировании Мониторинг коррозии: Применение любого метода или их комбинации, которые позволяют оценить или измерить скорость коррозии действующего трубопровода (оборудования) или коррозионную агрессивность среды Индекс Подачи ингибитора: Характеристика качества исполнения мероприятий и операций по подаче ингибитора в систему. Качество ингибитора: Определяется соответствием показателей заявленных в документации на ингибитор фактическим и соответствия защитных свойств требуемым. 4 Ингибиторная защита промысловых трубопроводов 4.1 Введение В настоящем разделе: - дано определение ингибиторной защиты; - определены цели и задачи ингибирования; определен подход к определению принципиальной возможности применения ингибиторов коррозии; - определен порядок разработки технологии ингибирования; - дано определение Индекса Подачи ингибитора; - дано определение системы контроля ингибирования; - определены параметры, характеризующие эффективность ингибирования. 4.2 Общие положения 4.2.1 Происхождение коррозионных разрушений и антикоррозионные мероприятия Одной из основных причин нарушения целостности промысловых трубопроводов является их коррозионный износ вследствие агрессивного воздействия транспортируемых сред. В подавляющем большинстве случаев коррозия промысловых трубопроводов протекает по электрохимическому механизму, что возможно только при условии того, что их металл контактирует с водными минерализованными средами. Водная фаза промысловых сред, как правило, характеризуется высокой коррозионной агрессивностью. Основной причиной этого является наличие в ее составе растворенных коррозионно-агрессивных компонентов: углекислого газа, кислорода, сероводорода, механических примесей и микроорганизмов. Эти компоненты являются основными факторами риска коррозии промысловых трубопроводов. Существуют и другие факторы риска коррозии трубопроводов – режим транспортирования, температура, состояние поверхности металла трубопровода и т.д. Эти факторы могут оказывать Дата печати 05.05.2023 10:22:00 7 М-01.04.04-02 влияние на скорость коррозии – в некоторых случаях они могут снижать или повышать ее. Но независимо от этого, принципиальная возможность и опасность коррозии промысловых трубопроводов определяется наличием в составе транспортируемых по ним сред водной фазы. Можно с большой степенью уверенности сказать, что если в составе транспортируемой продукции присутствует вода, то металл трубопровода будет корродировать. Рано или поздно это приведет к выходу его из строя. Избежать этого можно только путем применения антикоррозионных мероприятий. Необходимость антикоррозионных мероприятий определяется экономической стратегией, результатом которой является принятие Компанией системы оценки рисков отказов промысловых трубопроводов и их ранжирование. При этом в соответствии с М-01.04.04-05 учитываются как непосредственно опасность аварии трубопровода по причине внутренней коррозии, так и возможные последствия этой аварии. На основании установленных таким образом приоритетных трубопроводных систем определяются объемы антикоррозионных мероприятий и очередность их проведения. 4.2.2 Ингибиторная защита 4.2.2.1 Ингибиторная защита, как разновидность антикоррозионных мероприятий, является методом торможения (снижения скорости) коррозии промысловых трубопроводов. Метод основан на применении химических реагентов - ингибиторов коррозии, которые способны образовывать на поверхности металла трубопроводов защитную «пленку», или «слой», тем самым, снижая скорость его коррозии. 4.2.2.2 Ингибиторная защита обладает следующими достоинствами: - управляемостью процесса снижения скорости коррозии и возможностью гибкого реагирования на изменение коррозионной ситуации; возможностью замедлять коррозионное разрушение трубопроводов бывших в эксплуатации; - сравнительно невысокими капитальными затратами; - возможностью одновременной защиты практически всех типов промыслового оборудования: трубопроводов, оборудования объектов подготовки нефти и воды. - 4.2.2.3 Цели ингибирования зависят от текущего состояния защищаемых трубопроводных систем: - для новых трубопроводов - обеспечение их безаварийной эксплуатации в течение всего срока службы1; для бывших в эксплуатации безаварийных трубопроводов - продление срока службы до даты вывода из эксплуатации; для аварийных трубопроводов – снижение аварийности или стабилизация ее на приемлемом уровне. Достижение поставленных целей возможно: - - если применяемый ингибитор эффективно снижает скорость коррозии в условиях характерного для трубопровода механизма коррозии; если ингибитор доставляется ко всей поверхности металла защищаемых трубопроводов; если поддерживается целостность защитной «пленки» на поверхности металла трубопроводов. 4.2.3 Принятие решения о применении ингибиторной защиты Перед принятием решения о внедрении ингибирования необходимо рассмотреть альтернативные методы антикоррозионной защиты. Применительно к промысловым трубопроводам, альтернативой ингибированию являются применение труб в коррозионно-стойком исполнении и внутренние защитные покрытия. Во многих случаях данные методы позволяют значительно снизить риски аварий. Однако в отличие от ингибиторной защиты они требуют - 1 Срок службы трубопроводов определяется на основании существующих регламентирующих документов (РФ и внутренних), сроков разработки месторождений, экономической целесообразности и т.п. Дата печати 05.05.2023 10:22:00 8 М-01.04.04-02 значительных капитальных затрат. Поэтому выбор между этими методами антикоррозионной защиты должен быть обоснован с экономической точки зрения. Методология выбора метода антикоррозионной защиты, основанная на экономических показателях, описана в М-01.04.04-01. Для принятия к рассмотрению ингибирования в качестве метода защиты необходимо в первую очередь удостоверится в его принципиальной применимости для рассматриваемых трубопроводных систем. Опыт показывает, что в подавляющем большинстве случаев ингибиторная защита позволяет снизить скорость коррозии трубопроводов до приемлемого уровня. Но у данного метода защиты существуют и ограничения. Они связаны с затруднением или невозможностью воздействия ингибиторов на снижение скорости коррозии, протекающей по некоторым механизмам. Поэтому для того чтобы сделать окончательный выбор в пользу ингибиторной защиты необходимо установить принципиальную возможность ее применения для снижения скорости коррозии конкретных трубопроводных систем. Для этого необходимо: - провести анализ статистика отказов; выявить механизм коррозии; - провести анализ технологических характеристик трубопроводной системы; - провести лабораторные и опытно-промышленные испытания ингибиторов. В случае если целесообразность антикоррозионных мероприятий установлена, и принципиальная возможность применения ингибиторов подтверждена, то их применение для снижения рисков коррозии обязательно (при наличии экономического обоснования применения ингибиторной защиты по сравнению с другими методами). В случае отказа от применения ингибиторов коррозии, риски аварий не снижаются. При этом возникают риски возможных санкций за последствия аварий. Таким образом, ответственность за возможные санкции и риски, связанные с повышенной аварийностью, лежит на лицах, принявших решение об отказе от ингибиторной защиты. 4.3 Технология ингибиторной защиты 4.3.1 Технологические способы подачи ингибиторов Первым этапом внедрения ингибирования является разработка технологии ингибирования. Под технологией ингибирования понимается оптимальное количество и размещение точек ввода ингибитора и способы его подачи в систему. Размещение точек ввода ингибитора в систему должно быть таким, что особенно важно для разветвленных трубопроводных систем, чтобы обеспечить доступ ингибитора ко всей поверхности металла защищаемых трубопроводов. При этом необходимо учесть, что в любой трубопроводной системе существуют критические участки, защите которых необходимо уделять особое внимание. Такими участками являются: - участки с повышенной скоростью коррозии; - участки, на которых вследствие воздействия каких-либо неблагоприятных факторов может снижаться эффективность ингибирования; - наиболее ответственные участки трубопроводной сети, обеспечивающие производственную деятельность предприятий (цехов) и не имеющие дублирующих трубопроводов; - экологически значимые участки. Подача ингибиторов в трубопроводные системы может осуществляться с использованием двух технических приемов (методов ингибирования): - постоянного дозирования ингибитора в поток транспортируемой жидкости; - периодической обработки. При постоянном дозировании транспортируемая по трубопроводу продукция используется в качестве носителя ингибитора. Формирование и поддержание защитной «пленки» осуществляется за счет диффузии действующего вещества ингибитора из объема жидкости на поверхность металла стенки трубопровода. Быстрота формирования защитной «пленки» на поверхности металла трубопроводов зависит от величины дозировки ингибитора. Ее устойчивость на поверхности защищаемого металла зависит, прежде всего, от свойств ингибитора и от гидродинамических параметров перекачки. Целостность Дата печати 05.05.2023 10:22:00 9 М-01.04.04-02 пленки – от ее поддержания в работоспособном состоянии за счет регулярной подпитки ингибитором, т.е. от стабильности поступления ингибитора в трубопроводную систему. Поддерживаемая дозировка ингибитора должна обеспечивать снижение скорости коррозии металла трубопровода до приемлемого уровня. Она подбирается при опытно-промышленных испытаниях и уточняется в процессе применения на конкретном трубопроводе. При периодическом дозировании предпочтительно, чтобы защитная «пленка» наносилась при непосредственном контакте поверхности металла трубопровода с товарной формой ингибитора или ее концентрированным раствором. Для этого ингибитор в товарном виде или в виде концентрированного раствора периодически подается в трубопровод. В данной технологии должны использоваться ингибиторы, обладающие эффектом «последействия» – способностью достаточно длительный период (в течение времени «последействия») сохранять эффективную защитную «пленку» на поверхности металла без необходимости дополнительного поддержания ее целостности. Наиболее длительным последействием будут обладать ингибиторы, не обладающие растворимостью ни в воде, ни в нефти. Очевидно, что для данной технологии критичным является качество «подготовки» внутренней поверхности трубопровода для ее хорошего смачивания применяемым ингибитором. Интервал времени между периодическими обработками и не должен превышать времени последействия применяемого ингибитора, которое определяется в процессе опытно-промышленных испытаний и уточняется в процессе применения на конкретном трубопроводе методами специально спроектированного мониторинга коррозии. 4.3.2 Соблюдение технологии ингибиторной защиты В соответствии с определением ингибирования, данным в п 4.2.2, одним из условий эффективного снижения скорости коррозии является поддержание защитной «пленки» ингибитора на поверхности металла трубопровода. На практике, как показано на рисунке 1 при ингибировании могут быть периоды, когда поддержание защитной «пленки» не обеспечивается. Для технологии постоянного дозирования это периоды времени, когда дозировка ингибитора была ниже требуемой. При технологии периодического дозирования это время когда были отклонения от периодичности обработок. В указанные промежутки времени эффективность ингибирования может быть недостаточной. Одной из характеристик, определяющих постоянство защитной «пленки» ингибитора, является Индекс Подачи ингибитора. Наряду с Индексом Подачи для характеристики соблюдения технологии используется термин «Доступность ингибирования», или просто «Доступность». В этом случае пользуются величиной доли, выраженной в процентах, т.е. ИП равный 0,5 соответствует 50%-ному уровню Доступности. Обеспечить величину Индекса Подача, равную 1, технически сложно, а иногда и невозможно. С ростом уровня ИП пропорционально растут и затраты на ингибирование и его контроль. Поэтому для каждого трубопровода с учетом степени его технологической значимости и рисков при эксплуатации задается приемлемый уровень ИП, или требуемый ИП. Технология ингибирования должна включать в себя такую совокупность количества определенных операций и мероприятий и графика их исполнения, строгое исполнение которых позволит обеспечить требуемую доступность ингибирования. ИП является очень важным параметром, т.к. судить о результативности и эффективности ингибиторной защиты можно только при условии обеспечения технологического процесса таким образом, что фактический ИП соответствует требуемому (заданному) уровню. Дата печати 05.05.2023 10:22:00 10 М-01.04.04-02 Дозировк а Постоянное дозирование ΔТ Заданная дозировка ΔТ Т Время Т ИП – Индекс Подачи ингибитора при постоянном дозировании Т – отчетный период ΔТ – время в течение которого дозировка была меньше заданной ∑ ΔТ – суммарное время, при котором дозировка была ниже заданной происходит поддержание защитной «пленки»). Периодическое дозирование ΔТ Тплан Тплан Тплан Тфакт Время - Индекс Подачи ингибитора при периодическом дозировании (для одного периода между обработками) ИП – Индекс Подачи ингибитора за отчетный период Т Т – отчетный период Тплан – запланированный период между обработками; Тфакт – фактический период между обработками; ΔТ – отклонение от периодичности обработок (время в течении которого не происходит поддержание защитной «пленки»). Рисунок 1. Определение Индекса Подачи для постоянного и периодического дозирования ингибитора Требуемый ИП ингибитора достигается за счет правильной организации ингибирования. Все операции и мероприятия при ингибировании должны проводиться своевременно и в требуемом объеме. Для этого необходима инфраструктура, предусматривающая планирование и учет движения технических средств, информации и людей, задействованных в технологическом процессе ингибирования. Для того чтобы данная инфраструктура функционировала, необходимо иметь эффективную систему документооборота. Дата печати 05.05.2023 10:22:00 11 М-01.04.04-02 4.4 Эффективность ингибиторной защиты 4.4.1 Система мониторинга ингибирования коррозии трубопроводов Промысловые трубопроводы характеризуются нестабильностью своих технологических характеристик. В процессе их эксплуатации может происходить изменение состава транспортируемой продукции, режимов течения и т.д. Следствием этого является постоянное изменение коррозионных факторов и скорости коррозии. В некоторых случаях это может привести к снижению эффективности ингибирования. Кроме технологических существуют и другие факторы, которые влияют на эффективность ингибирования – организационный, человеческий и т.п. Многие из этих факторов имеют непредсказуемый характер, спрогнозировать их влияние на эффективность ингибирования достаточно сложно. Поэтому необходимо иметь систему, которая позволит отслеживать влияние различного рода неблагоприятных факторов и своевременно корректировать технологию ингибирования. Такой системой является система мониторинга ингибирования. Она включает в себя: - контроль закачки ингибитора; - контроль качества ингибиторов коррозии. - мониторинг скорости коррозии. 4.4.2 Группы параметров для оценки эффективности ингибирования Эффективность ингибирования и сам технологический процесс оцениваются по результатам достижения основных целевых параметров и по полноте и качеству исполнения основных операций и мероприятий по защите. В качестве целевых параметров используются параметры, определяющие эффективность снижения скорости коррозии. В качестве параметров, характеризующих сам процесс, используются показатели «стабильности» его исполнения. Таблица 2. Целевые параметры при ингибировании Целевой параметр Скорость коррозии Метод контроля Образцы-свидетели, датчики коррозии Целевой параметр Потеря толщины стенки Метод контроля Методы неразрушающего контроля Степень защиты Расчетная величина по данным контроля скорости коррозии Химический анализ Остаточное содержание ингибитора коррозии Характеристика Определяет эффективность снижения скорости коррозии исходя из предположения, что если снижается скорость коррозии образцов или датчиков коррозии, то должна снижаться и скорость коррозии металла трубопроводов. В большинстве случаев данная предпосылка верна, но для того чтобы в этом удостовериться и количественно оценить скорость коррозии трубопровода необходимо дополнительно контролировать толщину стенки. Характеристика Определяется на опасных участках с повышенной скоростью коррозии. Характеризует фактическую скорость коррозии металла трубопроводов. Характеризует эффективность снижения скорости коррозии при ингибировании. Позволяет количественно оценить: - наличие ингибитора на критических участках системы; - наличие ингибитора в коррозионноагрессивной фазе (межфазное распределение); - постоянство присутствия ингибитора в системе. Наибольшую практическую ценность для оперативной оценки эффективности ингибирования имеет совокупность данных по скорости коррозии и остаточному содержанию. Это позволяет удостовериться в том, что ингибитор находится в системе в нужной концентрации, его присутствие постоянно и обеспечивается требуемое снижение скорости коррозии. Дата печати 05.05.2023 10:22:00 12 М-01.04.04-02 Если надежные данные по скорости коррозии отсутствуют, то остаточное содержание не является надежной характеристикой эффективности ингибирования. Оно в данном случае является характеристикой текущего значения Индекса Подачи ингибитора. Например, если постоянно фиксируются низкие значения остаточного содержания в водной фазе, то это может свидетельствовать о недостаточной дозировке или о том, что ингибитор недостаточно перераспределяется в водную фазу. Если выявлены резкие скачки остаточного содержания или тенденция к его снижению, то это является индикатором несоблюдения режима закачки или изменения технологических характеристик трубопровода. Целевые параметры являются реактивными, т.е. они позволяют констатировать уже свершившийся факт – определить эффективность снижения скорости коррозии за какой-то прошедший период времени. Они могут использоваться в качестве Ключевых Параметров Эффективности (КПЭ) Для обеспечения возможности оперативного управления эффективностью ингибирования необходимо использование проактивных параметров контроля. В качестве таких параметров используются Ключевые Индикаторы Деятельности (КИД). КИД являются характеристиками полноты и качества выполнения отдельных операций и мероприятий при ингибировании. По величине этих показателей можно регулярно отслеживать наличие отклонений от заданной технологии и своевременно ее корректировать. Следующие группы КПЭ и КИД достаточны для оценки: - эффективности снижения скорости коррозии; - организации процессов при ингибировании; обеспечения охраны труда, техники безопасности и охраны окружающей среды при ингибировании. 5 Организация ингибиторной защиты 5.1 Общие положения Данный раздел посвящен вопросам проектирования и эксплуатации ингибиторной защиты. В пункте «Принципы организации ингибиторной защиты. Разработка схемы ингибирования» определены стадии ингибирования и их взаимосвязь. В пункте «Проектирование ингибиторной защиты. Разработка схемы ингибирования» основные стадии разработки системы ингибиторной защиты описаны подробно. В пункте «Эксплуатация системы ингибированной защиты» даны основные требования к исполнению основных мероприятий и операций при ингибировании. В пункте «Эффективность и управление ингибированием» определены основные принципы оценки эффективности ингибиторной защиты и меры по ее повышению. 5.2 Принципы организации ингибиторной защиты. Разработка схемы ингибирования Ингибиторная защита включает в себя следующие стадии: - проектирование; - эксплуатация; - управление. В процессе проектирования разрабатывается технология ингибирования, определяются основные мероприятия и операции которые необходимо выполнять для достижения эффективного снижения скорости коррозии. Определяются основные параметры, которые контролируются в процессе ингибирования и задается периодичность их контроля. Результатом данной стадии является регламент ингибиторной защиты. В процессе эксплуатации происходит исполнение запланированных мероприятий, систематизация полученных результатов. В процессе управления определяется эффективность достижения целевых параметров, объем и полнота исполнения основных мероприятий и операций. По результатам этого вносятся коррективы в схему ингибиторной защиты и в организацию работ при ингибировании. Схема взаимосвязи основных стадий при ингибировании представлена на рисунке 2. Более подробно все стадии ингибирования описаны в п.5.3 – 5.7 данного раздела. Дата печати 05.05.2023 10:22:00 13 М-01.04.04-02 Объект Ингибиторы коррозии Проектирование Анализ Выбор методов ингибирования и системы контроля Эксплуатация Закачка Логистика Оценка эффективности Мониторинг Определение отклонений Управление Корректировка Рисунок 2. Общая схема процесса ингибирования 5.3 Проектирование ингибиторной защиты. Разработка схемы ингибирования 5.3.1 Основные этапы Проектирование включает в себя следующие этапы: - анализ технологических характеристик трубопроводных систем; - определение механизмов коррозии и критических участков трубопроводных систем; - оценка технической возможности ингибирования; - определение количества и размещения точек ввода ингибитора; - определение технологических приемов ингибирования; - определение периодичности проведения мероприятий и операций по ингибированию; определение количества, исполнения и размещения точек контроля коррозии; - разработка системы документооборота и информационного обеспечения. Результатом проектирования является схема ингибиторной защиты – документ, в котором отражены результаты всех перечисленных этапов. 5.3.2 Анализ характеристик трубопроводных систем Задачи этапа анализа характеристик трубопроводов: - определение механизма коррозии; - определение критических участков трубопроводов; определение требуемого индекса подачи ингибитора. 5.3.3 Определение механизма коррозии Под термином «механизм коррозии» подразумевается совокупность факторов, имеющих как химическую природу (механизм коррозии в «классическом» понимании – углекислотный, сероводородный, смешанный и т.п.), так и связанных с технологическими особенностями Дата печати 05.05.2023 10:22:00 14 М-01.04.04-02 эксплуатации трубопровода (скорость и структура потока, различные возмущения в характеристиках потока связанные с какими-либо технологическими операциями на сопряженных объектах). «Механизм коррозии» определяет причины, скорость коррозии трубопровода, локализацию и характер коррозионных повреждений. Знание механизма коррозии необходимо для правильного выбора ингибитора коррозии (см. раздел 7) и определения оптимальной системы ингибирования. Механизм коррозии определяется следующими факторами, которые необходимо оценить перед проектированием ингибиторной защиты: - - - - - Химический состав транспортируемой продукции: - Водородный показатель (рН); - Концентрация углекислого газа; - Концентрация сероводорода; - Концентрация кислорода; - Ионный состав водной фазы; - Биозараженность; - Компонентный состав газовой фазы; - Компонентный состав жидкой углеводородной фазы. Фазовый состав продукции: - Доля воды; - Доля газа; Концентрация механических примесей. Характеристики потока: - Расход продукции; - Скорость потока; Структура потока; - Наличие протяженного водного подслоя; - Наличие местных водных скоплений; - Возможность попеременного смачивания; Технологические характеристики: - Температура; - Давление; - Возможность попадания технологических жидкостей. Характеристики коррозии: - Аварийность по причине внутренней коррозии; - Скорость коррозии по данным неразрушающего контроля; - Скорость коррозии по результатам мониторинга коррозии; - Расчетная скорость коррозии; - Локализация коррозионных дефектов по сечению трубы и по трассе трубопровода. На этом же этапе определяются основные требования к ингибиторам коррозии: - по эффективности в условиях углекислотной, сероводородной, кислородной или смешанной коррозии; по технологическим характеристикам. Дата печати 05.05.2023 10:22:00 15 М-01.04.04-02 5.3.4 Оценка технической возможности ингибирования Для предварительной оценки возможности применения ингибиторов можно использовать данные таблицы 3. Более точно оценить возможность ингибирования можно по результатам лабораторного тестирования и опытно-промышленных испытаний, которые детально описано в разделах 7 и 8 настоящих указаний. Таблица 3. Предварительная оценка возможности применения ингибиторов Фактор Интервал значений Растворенный углекислый газ Парциальное давление СО2 Растворенный сероводород Давление больше 18 атм.; Мольная концентрация сероводорода в газе больше 0,02 %. Парциальное давление сероводорода больше 0,5 атм. Растворенный кислород Возможность применения ингибиторов + Ограничения не установлены +/- <20 ppb (мкг/л) от 20 ppb до 1,5 ppm + +/- - Содержание воды, % 0-5 +/- Скорость потока, м/сек >5 менее 5 5 – 20 + + +/- Более 20 - 10 - 90 > 90 + +/- Опасность биокоррозии Дата печати 05.05.2023 10:22:00 Возможно сульфидное растрескивание под напряжением. Для определения возможности ингибирования необходимо проведение оценки эффективности ингибирования для нагруженных металлических образцов. Возможно водородное охрупчивание. Для определения возможности ингибирования необходимо проведение оценки наводораживания металлических образцов в присутствии ингибиторов коррозии. +/- > 1,5 ppm (г/л) Температура, ºС Примечания +/- Ингибирование возможно при условии подбора ингибитора, не чувствительного к наличию кислорода в указанных концентрациях. Более целесообразно одновременное удаление кислорода и ингибирование. Ингибирование возможно только при условии удаления кислорода. Если трубопровод не очень ответственен, и коррозионная агрессивность транспортируемой продукции невысокая, то достаточно периодически удалять водные скопления. Необходим подбор ингибиторов коррозии в условиях повышенных напряжений сдвига. Высокая вероятность гидроабразивного нарушения целостности защитной «пленки». Требуются очень высокие дозировки ингибитора, что не всегда экономически целесообразно. Необходимы дополнительные лабораторные исследования в условиях повышенных температур. Необходимо совместное применение ингибиторов коррозии и бактерицидов. 16 М-01.04.04-02 5.3.5 Определение критических участков трубопроводов Участки с повышенной скоростью коррозии определяются особенностью механизма коррозии рассматриваемой трубопроводной системы: - участки с повышенным уровнем аварийности; - участки со значительным коррозионным износом (по данным неразрушающего контроля); - участки с расслоенной структурой потока; - участки, по которым транспортируется продукция с повышенной концентрацией коррозионноагрессивных компонентов (кислорода, углекислого газа, сероводорода, механических примесей и т.п.); участки, на которых возможно образование водных скоплений; - - участки с опасностью гидроабразивного износа. Знание критических участков трубопроводных систем важно для дальнейшей разработки технологии ингибирования и мониторинга. Технология ингибирования должна обеспечивать снижение скорости коррозии всей внутренней поверхности трубопроводов, уделяя особое внимание защите участков с максимальными скоростями коррозии. На этих участках в обязательном порядке должен проводиться контроль скорости коррозии и толщины стенки (Более подробно процесс контроля скорости коррозии описан в М.01.04.04-03). При проектировании технологии ингибирования необходимо учитывать, что существуют участки, на которых вследствие влияния различного рода неблагоприятных факторов эффективность ингибирования может снижаться. Причем они могут не совпадать с участками опасными с точки зрения высокой интенсивности коррозии. Эффективность ингибирования может снижаться за счет следующих факторов: - недостаточного перераспределения ингибитора коррозии в водную фазу; - нецелевой потери ингибитора вследствие адсорбции на поверхности различного рода загрязнений или технологических отложений; образования скоплений технологических жидкостей содержащих растворенный кислород и коррозионно-агрессивные микроорганизмы; затруднения доступа ингибитора к поверхности металла вследствие образования на ней отложений солей, парафинов и т.д.; нарушения целостности защитной «пленки» вследствие гидроабразивного воздействия транспортируемой продукции; - др. В некоторых случаях полезно удалить фактор, снижающий эффективность, например при периодической очистке полости трубы и поверхности металла при помощи внутритрубных снарядов, удалении растворенного кислорода и механических примесей. При проектировании ингибиторной защиты необходимо чтобы совокупность свойств ингибитора и технологии его применения обеспечивала приемлемо низкую скорость коррозии на участках обоих типов. Критические участки системы должны быть в обязательном порядке оснащены средствами контроля эффективности ингибирования. Полный перечень контролируемых параметров и методы контроля приведены в в М.01.04.04-03. Подходы к определению критических участков в типовых трубопроводных системах подробно описаны в разделе 6 «Ингибиторная защита типовых трубопроводных систем» настоящих методических указаний. 5.3.6 Определение требуемого Индекса Подачи ингибитора Чем более ответственен трубопровод, тем более высокие требования предъявляются к эффективности его защиты. Одной из характеристик, предопределяющих эффективность ингибирования, является Индекс Подачи ингибитора. Но с увеличением значения Индекса Подачи увеличиваются и затраты на ингибирование. Это необходимо учитывать при проектировании ингибиторной защиты. Высокие значения Индекса Подачи необходимо задавать для наиболее ответственных трубопроводов, эксплуатация которых без ингибиторной защиты сопряжена со значительными рисками. Степень риска определяется в соответствии с М-01.04.04-05 «Методические указания по оценке рисков промысловых трубопроводов для формирования Дата печати 05.05.2023 10:22:00 17 М-01.04.04-02 программ надежности». Целевые значения Индекса Подачи для трубопроводов компании принимается в пределах от 0,80 до 0,95 и зависят от рисков при эксплуатации трубопроводов. Требуемые значения Индексов Подачи в зависимости от ответственности трубопроводов приведены в таблице 4. Независимо от ответственности трубопроводов, в начальный период ингибирования, когда происходит оптимизации технологии защиты, требуемый Индекс Подачи составляет 0,95 и более. Таблица 4. Требуемый Индекс Подачи в зависимости от рисков при эксплуатации трубопроводов без ингибиторной защиты РИСКИ Средние Высокие Очень высокие Индекс подачи ≥ 0,8 ≥ 0,9 ≥ 0,95 Время, в течение которого допустимо нарушение технологии ингибирования, сут: - в месяц - в год 6 72 3 36 1 12 5.3.7 Определение размещения и количества точек ввода ингибитора в трубопроводную систему Количество и расположение точек ввода ингибитора должно быть таким, чтобы обеспечить поступление ингибитора на все участки защищаемой трубопроводной системы. При этом необходимо учитывать расположение и количество критических участков, защите которых необходимо уделять повышенное внимание. Возможные точки ввода ингибитора в систему промысловых трубопроводов представлены на рисунке 3, а их краткие характеристики приведены в таблице 5. Из данных рисунка и таблицы видно, что существует 10 вариантов, которые при условии использования правильного комплекса технологий ингибирования, позволяют обеспечить ингибиторную защиту всех объектов нефтегазодобывающего предприятия. 1 2 3 АГЗУ 4 АГЗУ 5 6 10 КНС ДНС, УПСВ, КСП 9 ППН, ЦППН 8 7 Рисунок 3. Возможные точки ввода ингибитора в промысловые трубопроводные системы Дата печати 05.05.2023 10:22:00 18 М-01.04.04-02 Таблица 5. Характеристики точек ввода ингибитора в систему промысловых трубопроводов (к Рисунку 3) № точки Точки ввода ингибитора Назначение Примечания Наиболее распространенные точки ввода 1 В добывающую скважину Защита скважинного оборудования. Защита индивидуальной выкидной линии. Защита нефтегазопроводов. Зависимость стабильности поступления ингибитора в систему нефтегазосборных коллекторов от режима работы скважины. Возможность защиты большого количества участков разветвленной трубопроводной системы за счет рассредоточения по скважинам разных кустов. 2 В выкидную линию добывающей скважины. Защита выкидной линии. Защита нефтегазопроводов. То же 3 В нефтегазопровод в районе узла учета. Защита нефтегазопровода от АГЗУ до пункта первой ступени сепарации или подготовки нефти. Возможность защиты только линейного участка нефтегазопроводов. 6 В напорный нефтепровод (с высоким содержанием воды) Защита напорного нефтепровода, объектов подготовки продукции. Возможна защита водоводов системы ППД. Сложность обеспечения стабильной защиты водоводов системы ППД вследствие возможного снижения дозировки после напорного нефтепровода. 8, 9 В низконапорный водовод системы ППД Защита системы низконапорных водоводов. Возможна защита водоводов высокого давления и оборудования нагнетательных скважин. Сложность обеспечения стабильной защиты высоконапорных водоводов и нагнетательных скважин в случае значительной протяженности низконапорных водоводов. 10 В систему водоводов высокого давления. Защита водоводов высокого давления и оборудования нагнетательных скважин. Менее распространенные точки ввода 4 В нефтегазопровод «основного направления». Защита участка нефтегазопровода от точки ввода ингибитора до ДНС, УПСВ или КСП. Возможность защиты только линейного участка. 5 Перед ДНС, УПСВ, КСП Защита оборудования ДНС, УПСВ, КСП, а также напорных нефтепроводов и водоводов системы ППД. Сложность обеспечения стабильности защиты напорных нефтепроводов и водоводов системы ППД вследствие возможного снижения дозировки на объектах ДНС, УПСВ или КСП. 7 В трубопровод товарной нефти Защита трубопроводов товарной нефти Причины этого – потеря ингибитора вследствие его адсорбции на твердых примесях, а также изменений химического состава действующего вещества, возможные отличия механизмов коррозии в низко- и высоконапорных водоводах. 19 Дата печати 05.05.2023 10:22:00 М-01.04.04-02 5.3.8 Выбор методов ингибирования Методы ингибирования и их комбинация должны выбираться таким образом, чтобы: - обеспечить формирование и поддержание целостности защитной «пленки» на всей поверхности металла защищаемых трубопроводов; - комбинация методов соответствовала минимуму затрат на ингибирование. Методология оценки затрат на ингибирование приведена в отдельном документе М-01.04.04-01 «Методические указания по формированию и исполнению программ надежности промысловых трубопроводов». Ниже приведены характеристики методов ингибирования, их основные достоинства и недостатки, и применимость в типовых трубопроводных системах. 5.3.8.1 Технология постоянного дозирования При защите методом постоянного дозирования транспортируемая среда используется в качестве «носителя» ингибитора. Защитные свойства (способность снижать скорость коррозии) ингибиторов при их непрерывном дозировании в поток напрямую зависят от их «транспортных» свойств, отвечающих за «доставку» активной основы ингибитора к защищаемой поверхности металла из объема транспортируемой продукции. Наибольшее распространение получила технология непрерывного дозирования с периодическим кратковременным увеличением концентрации (ударная доза). Ударная доза ингибитора вводится в систему для быстрого формирования защитной пленки на поверхности металла в начальный период применения ингибитора или после перерывов в его применении. Достоинства метода: - возможность гибкого реагирования на изменение технологических характеристик трубопроводов и коррозионной ситуации за счет своевременного изменения дозировки ингибитора; - относительная простота мониторинга эффективности ингибирования. Недостатки метода: - необходимость затрат на дозировочные установки, их обслуживание и эксплуатацию. Следствием этого является постоянная схема ингибирования, не позволяющая гибко реагировать на изменение коррозионной ситуации сменой точки ввода ингибитора. Менее распространены аэрозольное и пенное дозирование ингибитора в газо-жидкостной поток. Данные технологии подходят для трубопроводов транспортирующих продукцию газовых или газоконденсатных месторождений, но вследствие своей невысокой эффективности применяются крайне редко. Подача ингибитора в поток продукции осуществляется при помощи стационарных дозировочных установок и узлов ввода. Требования к их конструкции представлены в приложении 1 «Технические средства ингибирования». 5.3.8.2 Периодическая обработка трубопроводов Цель периодической обработки - нанесение на поверхность металла трубопроводов устойчивой защитной «пленки» ингибитора коррозии, которая должна сохранять свои защитные свойства некоторый период времени (время «последействия»), обуславливающий периодичность обработок. Существуют следующие разновидности метода периодической ингибиторной обработки: - периодическая обработка ингибитором или его раствором в течение достаточно длительного периода времени, с последующим прекращением подачи реагента; периодическая обработка «пробкой» ингибитора между разделителями. Заключается в прокачке по трубопроводу ингибитора, заключенной между разделителями. Защищаемый участок должен быть оборудован камерами пуска-приема скребков. Достоинства метода: - - возможность гибкого реагирования на изменение коррозионной ситуации за счет смены точек ввода ингибитора; Дата печати 05.05.2023 10:22:00 20 М-01.04.04-02 - невысокие, в большинстве случаев, капитальные и эксплуатационные затраты на технологию; - возможность применения для временной защиты; метод может применяться трубопроводов. Недостатки метода: - - - одновременно с мероприятиями по очистке полости сложность контроля эффективности метода. Основной фактор, определяющий эффективность метода – устойчивость и целостность «пленки» ингибитора на поверхности металла. Места, в которых произойдет нарушение целостности «пленки», практически невозможно предсказать. Контроль коррозии ведется в ограниченном количестве точек. При этом состояние «пленки» и условия ее взаимодействия с потоком на поверхности датчиков или образцов-свидетелей могут значительно отличаться от металла трубопровода. Поэтому есть вероятность получения недостоверных результатов по эффективности снижения скорости коррозии; вследствие использования высококонцентрированных растворов ингибиторов возможны осложнения в виде образования стойких эмульсий, снижение пропускной способности трубопровода и ухудшения качества подготовки нефти; метод неприменим для защиты трубопроводов, эксплуатирующихся в условиях значительного влияния фактора гидроабразивного износа, способствующего разрушению защитной «пленки» ингибитора на поверхности металла. 5.3.8.3 Ингибирование с использованием в качестве дозатора добывающей скважины При закачке в затрубное пространство скважины ингибитор смешивается с жидкостями, находящимися в затрубном пространстве, и постепенно поступает через погружной насос в колонну насосно-компрессорных труб, в выкидную линию скважины и далее в систему нефтегазопроводов. Кривая зависимости концентрации ингибитора в устьевых пробах добываемой жидкости от времени имеет максимум в определенный промежуток времени, индивидуальный для каждого конкретного случая (см. рисунок 4). После этого наблюдается постепенное снижение концентрации ингибитора. Концентрация - 140 120 100 80 60 40 20 0 0 10 Дата печати 05.05.2023 10:22:00 20 30 40 50 60 Время 70 80 21 М-01.04.04-02 Рисунок 4. Характер выноса ингибитора при дозировании через затрубное пространство скважин Как правило, данная технология применяется при рассредоточенном ингибировании. При защите методом рассредоточенного ингибирования точки ввода ингибитора распределены по отдельным скважинам или их кустам, сопряженным с защищаемыми трубопроводами. За счет правильно подобранной периодичности обработок, добиваются относительно постоянной концентрации ингибитора в критических участках системы. Достоинства метода: - возможность противокоррозионной защиты скважинного оборудования; - отсутствие капитальных вложений на приобретение и установку дозировочных устройств; возможность гибкого реагирования на изменение коррозионной ситуации за счет изменения количества и расположения точек подачи ингибитора; - возможность защиты разветвленных трубопроводных сетей. Недостатком метода является сложность планирования обработок, что обусловлено отсутствием точной расчетной модели процесса выноса ингибитора. Для обработок необходимо выбирать скважины, оборудованные погружными насосами. Факторы, влияющие на характер выноса ингибитора: - дебит скважины. Влияет на скорость выноса, а, следовательно, и на периодичность обработок. Чем выше дебит скважины, тем больше скорость выноса. В некоторых случаях можно ожидать «залпового» выноса ингибитора, особенно на скважинах с полным выносом воды с забоя; динамический уровень. Влияет на скорость выноса. Чем ниже динамический уровень, тем больше скорость выноса ингибитора. Характер растворимости ингибитора. Реагенты, хорошо растворяющиеся только в нефти, будут задерживаться в нем. При этом можно ожидать длительной задержки выноса ингибиторов и очень низкой концентрации в водной фазе. Полностью водорастворимые ингибиторы, вероятнее всего, будут опускаться на забой скважины. Скорость выноса будет зависеть от дебита скважины. При высоких дебитах, особенно превышающих критическое значение для выноса воды с забоя, возможен «залповый» вынос ингибитора. Для этого метода наиболее подходящими являются ингибиторы, растворимые в нефти и воде. Точные рекомендации по выбору скважин для обработок отсутствуют. Поэтому выбор скважин и определение параметров ингибирования должны осуществляться из имеющегося опыта и результатов ОПИ. - 5.3.8.4 Применимость технологий ингибиторной защиты в типовых трубопроводных системах При выборе технологии ингибирования необходимо учитывать достоинства и недостатки технологий, а также схему размещения точек ввода ингибитора в систему. Наиболее предпочтительной является защита трубопроводов с применением технологий непрерывного дозирования ингибиторов коррозии. Применение других технологий должно быть обоснованно технологической невозможностью или экономической нецелесообразностью применения технологии непрерывного дозирования. Характеристика применимости технологий ингибиторной защиты в зависимости от типа трубопроводных систем представлена в таблице 6. Таблица 6 Применимость технологий ингибиторной защиты для различных типов трубопроводов Назначение трубопроводов Непрерывное дозирование Периодическая обработка Закачка через затрубное пространство Выкидные линии добывающих скважин + +/- + Нефтегазопроводы + -/+ + Напорные нефтепроводы + -/+ - Низконапорные водоводы + -/+ - Высоконапорные водоводы + - - Газопроводы -/+ -/+ - Дата печати 05.05.2023 10:22:00 22 М-01.04.04-02 Технологические внутриплощадочные трубопроводы 5.3.9 + +/- - Определение основных параметров ингибирования 5.3.9.1 Постоянное дозирование Основным параметром, который задается при технологии постоянного дозирования, является дозировка ингибитора. Требуемая рабочая дозировка предварительно определяется по результатам опытно-промышленных испытаний. Окончательно, для конкретного объекта, дозировка определяется в начальном периоде применения ингибитора. В последующем, по результатам мониторинга эффективности ингибирования, происходит постоянная коррекция рабочей дозировки. 5.3.9.2 Периодическое дозирование Основные параметры технологии периодического дозирования это периодичность подачи ингибитора в систему и его единовременно закачиваемое количество. Периодичность дозирования зависит от: - технологических характеристик трубопроводной системы – в первую очередь это гидродинамические характеристики потока, которые оказывают влияние на целостность защитной «пленки» ингибитора на поверхности металла трубопровода; - адсорбционной прочности и устойчивости ингибитора коррозии на поверхности металла. Другим важным параметром периодического ингибирования является количество единовременно закачиваемого ингибитора. Периодическое дозирование в трубопровод При расчете требуемого количества ингибитора принимается допущение, что ингибитор должен образовать на всей поверхности металла защищаемого трубопровода защитную «пленку» определенной толщины. Тогда количество ингибитора определяется как произведение толщины «пленки» на общую площадь защищаемого металла (формула 2.1). Обычно принимается, что толщина «пленки» составляет 0,06 – 0,4 мм. Очевидно, что требуемая толщина «пленки» индивидуальна для каждой системы и зависит как от физико-химических свойств ингибитора, так и от свойств сред и режимов их транспортирования. Подход к расчету с использованием толщины пленки достаточно условен. Поэтому результаты расчетов по формулам 2.1 и 2.2 носят ориентировочный характер. Количество единовременного количества закачиваемого ингибитора должно уточнятся по результатам ОПИ или в процессе оптимизации технологии ингибирования. Рекомендуемая расчетная формула: Vинг 3,67 10 3 D L ; л (2.1) где: D – внутренний диаметр трубопровода, мм; L – протяженность защищаемого участка, м; δ – толщина «пленки» ингибитора, мм. При периодическом дозировании, как правило, используются растворы ингибитора в нефти, диз. топливе или другом недорогом растворителе. Объем раствора должны быть такими, чтобы при проведении операции обеспечить контакт «пробки» ингибитора с поверхностью металла не менее 15 – 30 сек. Рекомендуемая концентрация ингибитора – 10 – 15 %. Минимально необходимый объем раствора ингибитора для единовременной закачки рассчитывается по формуле: V раств 0,78 10 3 D 2 t, лл (2.2) где υ – скорость потока, м/сек; t – время контакта «пробки» ингибитора с поверхностью металла, сек. Периодическое дозирование в затрубное пространство добывающих скважин Ориентировочный расчет требуемого количества ингибитора в товарной форме для одной скважинной обработки проводится по формуле: M инг 1,5 Д T Q 10-3 ; кг Дата печати 05.05.2023 10:22:00 (2.3) 23 М-01.04.04-02 где: Д – минимальная концентрация ингибитора необходимая для эффективного снижения скорости коррозии, гр/м3; Т – периодичность обработок, сут; Q – расход жидкости по защищаемому трубопроводу, м3/сут. Определение оптимального соотношения периодичности обработок, количества и концентрированности единовременно закачиваемого ингибитора производится при опытнопромышленных испытаниях. 5.3.10 Определение контролируемых параметров и периодичности их контроля, КИД и КПЭ 5.3.10.1 Основные параметры, контролируемые при ингибировании методом постоянного дозирования Параметры системы трубопроводов: - расход жидкости на критических участках; - фазовый состав жидкости (обводненность, газосодержание, концентрация механических примесей); - химический состав жидкости (ионный состав водной фазы; концентрация углекислого газа, сероводорода и кислорода; коррозионно-агрессивные микроорганизмы); - скорость потока, пристенные напряжения сдвига на критических участках; технологические операции на сопряженных с трубопроводом объектах (кислотные обработки, промывки, ГРП и т.д.). Параметры технологического процесса ингибирования (работы дозировочных установок): - уровень ингибитора в расходной емкости; - - подача ингибитора; - дозировка ингибитора на критических и конечных участках трубопроводов фактический Индекс Подачи ингибитора; - надежность и безотказность работы дозировочных установок. Параметры, характеризующие эффективность снижения скорости коррозии: - скорость коррозии по данным коррозионного мониторинга; - остаточное содержание ингибитора на критических и конечных участках. Потеря металла стенки трубопровода на критических участках по данным неразрушающего контроля. В соответствии с перечнем контролируемых параметров, ключевые параметры деятельности и эффективности (КИД и КПЭ), при технологии постоянного дозирования делятся на следующие группы: - КИД при контроле параметров трубопроводной системы – соблюдение периодичности получения и предоставления информации по технологическим параметрам трубопроводной системы; КИД при контроле закачки ингибитора – технологические параметры, включая текущее значение Индекса Подачи ингибитора, соблюдение операций по контролю и корректировке дозировки или расхода ингибитора и заполнению расходной емкости и/или емкости для хранения реагента; - КИД при контроле работоспособности и надежности функционирования дозировочных установок – соблюдения графика технического обслуживания дозировочных установок; - КПЭ при контроле эффективности снижения скорости коррозии – показатели эффективности, соблюдение графика контроля эффективности ингибирования и контроля качества ингибитора. 5.3.10.2 Основные параметры, контролируемые при ингибировании методом периодического дозирования Параметры системы трубопроводов: - Дата печати 05.05.2023 10:22:00 24 М-01.04.04-02 - расход жидкости на критических участках; - фазовый состав жидкости (обводненность, газосодержание, концентрация механических примесей); - химический состав жидкости (ионный состав водной фазы; концентрация углекислого газа, сероводорода и кислорода; коррозионно-агрессивные микроорганизмы); скорость потока, пристенные напряжения сдвига (расчетная величина) на критических участках; - технологические операции на сопряженных с трубопроводом объектах (кислотные обработки, промывки, ГРП и т.д.). Параметры закачки: - - периодичность ингибиторных обработок; объем закаченного ингибитора; - скорость закачки ингибитора. Параметры, характеризующие эффективность снижения скорости коррозии: - скорость коррозии по данным коррозионного мониторинга; остаточное содержание ингибитора в критических точках системы (только при обработках добывающих скважин); - потеря металла стенки трубопровода на критических участках по данным неразрушающего контроля. В соответствии с перечнем контролируемых параметров, ключевые параметры деятельности и эффективности (КИД и КПЭ), контролируемые при технологии периодического ингибирования делятся на следующие группы: - - - КИД при контроле параметров трубопроводной системы – соблюдение периодичности получения и предоставления информации по технологическим параметрам трубопроводной системы; КИД при контроле закачки ингибитора – технологические параметры, включая текущее значение Индекса Подачи ингибитора, соблюдение графика и технологии операций по закачке ингибиторов коррозии; КПЭ при контроле эффективности снижения скорости коррозии – показатели эффективности, соблюдение графика контроля эффективности ингибирования и контроля качества ингибитора. 5.3.11 Периодичность контроля параметров ингибирования Периодичность контроля параметров ингибирования зависит от требуемого значения Индекса Подачи ингибитора. Основные требования к контролю параметров ингибирования приведены в таблице 7. Ответственность за своевременное получение информации и организацию взаимодействия между службами несет руководитель структурного подразделения Компании, занимающегося ингибированием. - Таблица 7. Требования к контролю ингибирования в зависимости от требуемого Индекса Подачи. Параметр технологического процесса ингибирования 0,80 Характеристики трубопроводной системы Время, в течение которого допустимо нарушение технологии ингибирования, сут: - в течение месяца 6 - в течение года 72 Контроль технологических Обязателен параметров трубопроводной Дата печати 05.05.2023 10:22:00 Индекс Подачи ингибитора 0,90 3 36 Обязателен 0,95 1 12 Обязателен 25 М-01.04.04-02 системы Периодичность контроля расхода жидкости - Постоянное дозирование Не реже чем раз в 4 - 5 суток Не реже чем раз в 2 - 3 суток Не реже чем раз в 1 сутки - Периодическое дозирование 7 суток 14 суток 7 суток Периодичность контроля Не реже чем раз в 7 Не реже чем раз в 5 Не реже 1 раза в обводненности жидкости суток суток сутки Предоставление месячных графиков Обязательно, Обязательно, Обязательно, проведения технологических извещение об извещение об извещение об операций на сопряженных с изменении графика изменении графика – изменении графика – трубопроводом объектах (кислотные – не реже раза в не реже раза в неделю не реже раза в обработки, промывки, ГРП и т.д.); неделю неделю Индекс Подачи ингибитора Параметр технологического процесса ингибирования 0,80 0,90 0,95 Контроль параметров работы дозировочных установок и узлов ввода Проверка наличия подачи Не реже 1 раза в Не реже 1 раза в два Дистанционно ингибитора в нагнетательную линию три дня дня Дистанционное оповещение об Не обязательно Желательно Обязательно остановке подачи ингибитора Замер уровня ингибитора в Не реже 1 раза в Не реже 1 раза в два Дистанционно расходной емкости три дня дня Контроль расчетной дозировки Не реже 1 раза в Не реже 1 раза в два Не реже 1 раза в день ингибитора три дня дня Корректировка подачи ингибитора В течение 24 ч В течение 24 ч после В течение 12 ч после после обнаружения обнаружения обнаружения отклонений отклонений отклонений Калибровка расходной емкости, Не реже одного Не реже одного раза в Не реже одного раза в насосов и расходомера раза в 3 месяца 3 месяца 3 месяца Плановый ремонт и ревизия Не реже одного Не реже одного раза в Не реже одного раза в оборудования дозировочной раза в 3 месяца 3 месяца 3 месяца установки и узлов ввода Контроль параметров закачки при периодическом дозировании Объем закаченного ингибитора и При каждой При каждой операции При каждой операции скорость закачки операции Контроль эффективности ингибирования Периодичность предоставления Ежемесячно Не реже одного раза в Еженедельно отчетов по результатам мониторинга 10 дней и ингибирования (результаты, КИД ) Отбор проб и определение качества Не реже одного Не реже одного раза в Не реже одного раза в ингибитора в емкости2 раза в 3 месяца 3 месяца 3 месяца Анализ остаточного содержания в Не реже двух раз в Не реже двух раз в Еженедельно точках контроля месяц месяц Требуемое время реагирования Не более месяца Не более месяца Не более недели средств коррозионного мониторинга 5.4 Определение количества, исполнения и размещения точек контроля коррозии Основной целью ингибирования является снижение скорости коррозии. Поэтому для того, чтобы отслеживать достижение требуемого снижения скорости коррозии необходимо иметь систему мониторинга скорости коррозии. Структурной единицей системы мониторинга являются Узел Контроля Коррозии (УКК). Узлы контроля коррозии оснащаются оборудованием для измерения скорости коррозии и отбора проб транспортируемой жидкости. Размещение и количество узлов контроля коррозии должно быть таким, чтобы обеспечить контроль эффективности ингибирования на наиболее Проводится для каждой дозировочной установки. За исключением особых случаев производится контроль показателей качества из ТУ. В случаях недостаточной эффективности ингибирования или тенденции ее снижения, проводится полный перечень тестов. 26 Дата печати 05.05.2023 10:22:00 2 М-01.04.04-02 критических участках трубопроводной системы. Минимальные требования к количеству точек контроля и их размещению в типовых трубопроводных системах приведены Разделе 6 «Ингибиторная защита типовых трубопроводных систем» настоящих методических указаний. Порядок разработки системы коррозионного мониторинга подробно изложен в самостоятельном документе в М.01.04.04-03. 5.5 Разработка системы документооборота и информационного обеспечения Система документооборота при ингибировании должна преследовать цель получения своевременной и достоверной информации по проведению всех мероприятий и операций и эффективности ингибирования. Система документооборота должна включать в себя четыре группы документов: - паспорта: - - - - объектов ингибирования (трубопроводных систем); - дозировочных установок; - узлов ввода ингибитора; - узлов контроля коррозии. графики проведения мероприятий по ингибированию и контролю его эффективности: - эксплуатационного и технического обслуживания дозировочных устройств; - эксплуатационного и технического обслуживания узлов контроля коррозии и узлов ввода ингибитора; заполнения расходных емкостей дозировочных установок; - проведения периодических ингибиторных обработок; - отбора проб для контроля качества ингибитора. первичные акты выполненных работ, содержащие в себе необработанные результаты проведенных мероприятий по контролю и обслуживанию: - дозировочных установок; - по результатам периодических ингибиторных обработок; - узлов контроля коррозии; - толщинометрии стенки трубопроводов; - отбору проб ингибиторов и жидкостей; - по результатам испытаний ингибиторов. отчеты по результатам ингибирования и контроля его эффективности. 5.6 Эксплуатация системы ингибиторной защиты При эксплуатации системы ингибиторной защиты осуществляются следующие процессы: - хранение и доставка ингибитора к дозирующим устройствам или точкам ввода ингибитора (логистика); - закачка ингибитора; - мониторинг эффективности ингибирования. 5.6.1 Логистика Доставка ингибитора к точкам ввода является важным процессом при ингибировании. От того, насколько своевременно и в каком объеме ингибитор был доставлен к дозировочным установкам, к обрабатываемым скважинам и узлам закачки ингибитора в трубопровод, зависит достижение требуемой доступности ингибирования. Любые сбои в доставке реагента могут привести к изменению периодичности проведения мероприятий по ингибированию, что неизбежно скажется на доступности ингибирования и, как следствие, на эффективности защиты. Периодичность подвоза ингибитора для заполнения рабочих емкостей дозирующих установок должна предварительно определяться с учетом заданного расхода ингибитора. При его изменении, периодичность подвоза должна своевременно корректироваться. Объем хранимого ингибитора должен планироваться заранее и иметь запас на случай Дата печати 05.05.2023 10:22:00 27 М-01.04.04-02 непредвиденных изменений в системе и сбоев в поставке ингибитора. Запас ингибитора должен исключить снижение доступности ингибирования вследствие непредвиденных изменений в системах, а также при сбоях в поставке ингибитора. Минимальный запас, необходимый для того, чтобы исключить более чем 6-дневное нарушение закачки ингибитора (см. таблицу 7), должен составлять семисуточную потребность в ингибиторе. Максимальный запас ингибитора для исключения худшего случая – сбоев в поставке, должен быть равен произведению периода между поставками (согласно установленному графику поставок) на ежесуточную потребность в ингибиторе. Дополнительно, в контракте с поставщиками ингибитора должны быть установлены санкции на случай нарушения графика поставки реагентов. Ответственность за обеспечение своевременной доставки ингибитора лежит на службах Компании, занимающихся материально-техническим обеспечением и хранением химических реагентов, и подрядных организаций, отвечающих за заправку дозировочных установок и закачку ингибиторов. Контроль осуществляется подразделениями предприятий Компании, ответственными за ингибиторную защиту. 5.6.2 Закачка ингибитора При закачке ингибитора осуществляется эксплуатационное и техническое обслуживание дозировочных установок и периодическая подача ингибитора в трубопровод или добывающую скважину. В процессе эксплуатационного обслуживания дозировочных установок выполняются следующие действия: - контроль уровня ингибитора в расходной емкости (замер); контроль подачи ингибитора (расчет); - корректировка подачи ингибитора (регулировка); текущая оценка работоспособности оборудования (определение неисправностей дозировочных насосов, не герметичности сальниковых уплотнений, соединительных деталей, емкостей, технологических трубопроводов). Целью технического обслуживания является поддержание оборудования дозировочных установок в работоспособном состоянии. Основные операции по техническому обслуживанию дозировочных установок: - - калибровка расходной емкости, дозировочных насосов и измерителей расхода; - текущие и плановые ревизии и ремонты оборудования дозировочной установки. Необходимо учитывать, что все операции, проводимые при закачке ингибитора, являются опасными. Поэтому они должны проводиться в соответствие с требованиями пожарной и промышленной безопасности, охраны труда и окружающей среды (см. раздел 10). Все перечисленные операции должны проводиться в соответствии с графиками проведения работ. Факт исполнения и первичные результаты всех операций должны документироваться в соответствие с требованиями п. 5.5 настоящих методических указаний. 5.6.3 Мониторинг эффективности ингибирования При мониторинге эффективности ингибирования осуществляется эксплуатационное и техническое обслуживание узлов контроля коррозии, отбор и анализ проб ингибиторов коррозии. В процессе эксплуатационного обслуживания выполняются следующие операции: - отбор проб жидкости из трубопровода и их анализ; - установка и извлечение образцов-свидетелей на узлах контроля коррозии; - установка и извлечение датчиков скорости коррозии; - проведение замеров с помощью приборов коррозионного контроля; - считывание информации с измерительных приборов; - отбор проб и анализ проб ингибиторов. Целью технического обслуживания является поддержание узлов контроля в работоспособном состоянии. Основные операции по техническому обслуживанию узлов контроля: - тестирование технических средств измерения; Дата печати 05.05.2023 10:22:00 28 М-01.04.04-02 - комплектация и паспортизация технических средств измерения; - ревизия и ремонт узлов контроля коррозии. Необходимо учитывать, что все операции, проводимые при обслуживании узлов контроля, являются опасными. Поэтому они должны проводиться в соответствие с требованиями пожарной и промышленной безопасности, охраны труда и окружающей среды (см. раздел 10). Все перечисленные операции должны проводиться в соответствии с графиками проведения работ. Факт исполнения и первичные результаты всех операций должны документироваться в соответствии с требованиями п. 5.5 настоящих методических указаний. 5.7 Управление ингибированием 5.7.1 Оценка эффективности ингибирования. Определение отклонений процесса Целевыми параметрами, определяющими эффективность функционирования ингибиторной защиты, являются: - снижение скорости коррозии металла трубопровода до требуемой величины; - требуемый уровень Индекса Подачи ингибитора; системы - требуемое качество применяемых продуктов. Для того чтобы иметь возможность управлять эффективностью ингибирования, необходимо иметь систему мониторинга ингибирования. Цель мониторинга ингибирования – отслеживание эффективности ингибирования, определение негативных отклонений и неэффективных процессов при ингибировании. Мониторинг ингибирования включает в себя: - контроль качества ингибиторов; контроль технологии ингибирования; - мониторинг коррозии. Структурная схема мониторинга ингибирования представлена на рисунке 5. Для определения эффективности ингибирования по снижению скорости коррозии вводятся следующие целевые параметры: - степень защиты или скорость коррозии в присутствии ингибитора по данным коррозионного мониторинга (датчики или образцы-свидетели). Принимаются следующие целевые значения данных параметров: степень защиты – не менее 90 %, остаточная скорость коррозии – от 0,05 до 0,10 мм/год (см. Таблицу 2 М-01.04.04-03) при условии отсутствия на поверхности металла образцов или датчиков ярко выраженных локальных коррозионных дефектов; - скорость коррозии металла трубопровода (по данным неразрушающего контроля). Ингибирование эффективно, если фактическая скорость коррозии металла трубопровода не превышает 0,3 – 0,4 мм/год или потеря толщины стенки не превышает допуск на коррозию на какой-либо период (год, квартал); дополнительно, для контроля эффективности ингибирования используются значения остаточного содержания ингибитора в критических точках системы. Остаточное содержание должно превышать минимально необходимые значения, определенные для каждой конкретной трубопроводной системы и ингибитора при проведении ОПИ и на этапе оптимизации технологии. В случае если наблюдались значительные отклонения остаточного содержания, необходимо определить причины этого – нарушения подачи ингибитора, изменения состава или обводненности сред, изменения расходов жидкости и т.д. После этого надо так скорректировать технологию ингибирования, чтобы исключить выявленные отклонения. Качество и полнота исполнения технологии ингибирования определяется достижением требуемого значения Индекса Подачи. Требуемый ИП достигается при условии эффективного исполнения всех запланированных мероприятий и операций при ингибировании. Эффективность исполнения технологических операций и мероприятий при ингибировании определяется по значению ключевых показателей деятельности и эффективности (КИД и КПЭ). Они служат своеобразными индикаторами, позволяющими выделить неэффективные составляющие процесса ингибирования, в том числе, если не были достигнуты заданные целевые показатели. - Дата печати 05.05.2023 10:22:00 29 М-01.04.04-02 В целях обеспечения максимальной объективности получаемых результатов необходимо, чтобы мониторинг параметров технологического процесса и мониторинг скорости коррозии проводились организациями, независимыми от производителя ингибиторов коррозии. Это означает, что данная деятельность должна выполняться либо собственными силами, либо силами специализированных подрядных организаций. Система мониторинга ингибиторной защиты Наличие ингибитора в критических точках системы Мониторинг коррозии Факторы, влияющие на эффективность ингибирования Контроль Качества ингибиторов Постоянство подачи ингибитора в систему Контроль Технологии ингибирования Достоверные структурированные данные Механизм и скорость коррозии КИД КПЭ КИД КИД Оценка эффективности ингибирования Наличие отклонений Причины отклонений Рисунок 5. Схема организации мониторинга ингибирования Таблица 8 Рекомендуемый перечень параметров для контроля эффективности ингибирования Параметр Контроль технологических параметров трубопроводов Количество предоставленных данных по: - расходу жидкости; - обводненности; - химическому составу; - технологическим операциям на сопряженных объектах (кислотные обработки, промывки, ГРП и т.д.). Эффективность снижения коррозионной агрессивности Степень защиты, % Скорость коррозии по результату оперативного мониторинга, мм/год Измеренная толщина стенки, мм Фактическая скорость коррозии металла трубопровода, мм/год План Факт % откл. Более 90 Менее 0,05 Менее 0,3 – 0,4 Количество замеров скорости коррозии средствами коррозионного мониторинга Количество измерений остаточного содержания Количество измерений толщины стенки Количество анализов качества ингибитора Количество анализов химического состава транспортируемой жидкости Организация процессов при ингибировании Постоянное дозирование Время работы дозирующей установки за месяц Число дней в месяце, в которые дозировка была меньше требуемого Дата печати 05.05.2023 10:22:00 30 М-01.04.04-02 Параметр План предела Число остановок дозирования в связи: - с отсутствием ингибитора (ниже допустимого уровня в емкости); - остановкой насоса; - несвоевременным подвозом ингибитора. Количество проведенных мероприятий по эксплуатационному обслуживанию дозировочной установки: - контроль уровня ингибитора в расходной емкости; - контроль расхода ингибитора; - контроль подачи ингибитора; - корректировка подачи ингибитора. Количество проведенных мероприятий по техническому обслуживанию дозировочной установки: - калибровка расходной емкости, дозировочных насосов и измерителей расхода; - текущие и плановые ревизии и ремонты оборудования дозировочной установки. Периодическое дозирование Количество обработок Период между обработками Количество закаченного ингибитора Индекс Подачи Ингибитора (при любой технологии) Количество предоставленных отчетов по результатам анализа эффективности ингибирования Обеспечение охраны труда, техники безопасности и охраны окружающей среды Количество проведенных инструктажей и проверок состояния охраны труда и техники безопасности Количество инцидентов Факт % откл. - 5.8 Изменение параметров ингибирования В случае если не были достигнуты целевые показатели эффективности (КПЭ) необходимо в первую очередь удостовериться в соблюдении технологии ингибирования. Анализ КИД основных операций и мероприятий при ингибировании позволяет выявить неэффективные процессы и за счет принятия организационных мер своевременно ликвидировать отклонения. Если оптимизация исполнения процессов не привела к достижению требуемых показателей эффективности, необходимо внести изменения в технологию ингибирования. Изменения технологии ингибирования могут быть следующие: - изменение дозировки; - изменение количества и размещения точек ввода ингибитора в систему; - изменение методов ингибирования; - смена марки ингибитора коррозии изменение периодичности ударных дозировок; - изменение периодичности ингибиторных обработок; изменение объема ингибитора на единовременную закачку. Принципиальные изменения в системе – изменение схемы размещения точек ввода ингибитора, методов ингибирования и смена ингибитора должны в обязательном порядке сопровождаться опытно-промышленными испытаниями, что подробно описано в разделе 8 настоящих методических указаний. Дата печати 05.05.2023 10:22:00 31 М-01.04.04-02 6 Ингибиторная защита типовых трубопроводных систем 6.1 Введение В данном разделе описаны особенности ингибиторной защиты и мониторинга ее эффективности в типовых промысловых трубопроводных системах: нефтегазопроводах, напорных нефтепроводах, низко- и высоконапорных водоводах. Данный раздел устанавливает минимально-необходимые требования к организации ингибирования и мониторинга эффективности защиты на нефтяных месторождениях Компании. Приведенные требования обязательны для исполнения в производственных подразделениях Компании. Бывают случаи, когда реализация минимальных требований не достаточна для обеспечения целостности трубопроводов. В этих случаях необходимо реализовывать необходимый объем мероприятий, даже если он выходит за рамки требований, сформулированных в данном разделе. 6.2 Общие положения 6.2.1 Условная классификация трубопроводных систем Все трубопроводные системы можно условно разделить на линейные и разветвленные. Линейные трубопроводы характеризуются достаточно большой протяженностью и небольшим числом боковых врезок. Пример линейных систем – напорные нефтепроводы, основные направления системы нефтесборных коллекторов и низконапорные водоводы ППД. Разветвленные трубопроводные системы характеризуются большим количеством врезок, небольшой протяженностью отдельных участков, различием диаметров и технологических характеристик по участкам. Пример разветвленных систем – системы нефтесборных коллекторов и высоконапорных водоводов ППД. Все трубопроводные системы являются комбинациями линейных и разветвленных систем и отличаются лишь соотношением протяженности основных направлений и ответвлений. Организация ингибирования и мониторинга его эффективности зависит от строения трубопроводной системы и отличается для линейных и разветвленных систем. 6.2.2 Ингибирование линейных систем Ингибирование линейных систем, как правило, ведется с одной точки – начала трубопровода. В качестве линейных систем также можно рассматривать системы, в которых сами ответвления имеют протяженность достаточно большую, чтобы считаться линейной системой. В этом случае дозаторы ингибиторов коррозии располагают в начале каждого из линейных трубопроводов. Наиболее целесообразным методом является постоянное дозирование со стационарной дозировочной установки. Менее предпочтительно периодическое дозирование. При периодическом дозировании ингибитора через добывающую скважину, количество обрабатываемых скважин не должно быть менее двух на один линейный трубопровод. Расположение скважин и периодичность их обработок должны быть такими, чтобы обеспечить требуемую концентрацию ингибитора на критических участках трубопровода. При дозировании ингибитора в трубопровод в большинстве случаев достаточно одной точки ввода. Исключения могут составлять достаточно протяженные трубопроводы (5 - 10 и более километров), а также трубопроводы со значительным количеством боковых врезок. В перечисленных случаях необходимы дополнительные, промежуточные точки ввода ингибитора. Размещение точек контроля коррозии – в соответствии с требованиями п. п. 6.2.1 – 6.2.3 М.01.04.04-03. В большинстве случаев это конечный участок трубопровода и минимум одна точка на участке с повышенной скоростью коррозии. 6.2.3 Ингибирование разветвленных систем При ингибировании разветвленных трубопроводных систем, в них выделяются основные направления, наиболее протяженные для данной системы. Например, в системе нефтесбора это могут быть направления от самых удаленных кустов скважин до ДНС, УПСВ или КСП. Подходы к ингибированию основного направления аналогичны линейным трубопроводам. Дата печати 05.05.2023 10:22:00 32 М-01.04.04-02 Организация мониторинга эффективности ингибирования основных направлений разветвленных систем аналогично п.6.2.2. Боковые ответвления могут защищаться как методом постоянного, так и методом периодического дозирования. Методология оценки способов защиты боковых ответвлений описана в М-01.04.04-01 «Методические указания по формированию и исполнению программ надежности промысловых трубопроводов». Данный документ рассматривает все возможные варианты технологий ингибирования с точки зрения полных затрат (операционных и капитальных) на определенный период времени. В случае периодического дозирования в рассмотрение включаются варианты подачи ингибитора в затрубное пространство добывающих скважин или непосредственно в трубопровод. В связи с большой суммарной протяженностью трубопроводов боковых ответвлений, оснащение узлами контроля всех их критических участков требует значительных капитальных затрат. Поэтому при разработке системы мониторинга коррозии боковых ответвлений необходимо учитывать экономический фактор. Точки контроля рекомендуется устанавливать на наиболее ответственных участках. Точки, в которых важно контролировать остаточное содержание, должны находиться на максимальном удалении от точек ввода ингибитора. Для снижения затрат на мониторинг эффективности ингибирования боковых ответвлений необходимо максимально использовать результаты опытно-промышленных испытаний ингибиторов на подобных объектах. 6.3 Нефтегазопроводы 6.3.1 Обоснования для ингибирования Основанием для ингибирования трубопровода является его включение в программу ингибиторной защиты, составленную на основании оценки рисков отказов при эксплуатации этого трубопровода, экономической оценки методов защиты от коррозии и при условии, что возможность ингибирования установлена в соответствии с требованиями п 5.3.4 настоящих методических указаний. В общем случае применение ингибиторной защиты необходимо: - для всех основных направлений нефтегазопроводов; - для всех боковых ветвей нефтегазопроводов, если запланированная для них замена стальных труб на трубы в коррозионно-стойком исполнении намечена на дату не ранее ближайших двух лет. 6.3.2 Особенности системы 6.3.2.1 Технологические особенности Промысловые нефтегазопроводы представляют собой разветвленные системы большой протяженности, осуществляющие сбор нефти добывающих скважин и их кустов и ее транспортировку до объектов предварительной подготовки нефти (ДНС, КСП или УПСВ). Нефтегазопроводы делятся на три группы (согласно [2]): - - - выкидные линии добывающих скважин – большое количество трубопроводов малого диаметра, транспортирующих продукцию от индивидуальных добывающих скважин до замерных установок (АГЗУ). Протяженность трубопроводов зависит от схемы обустройства месторождений. При кустовой схеме протяженность редко превышает 100 м. При схеме разработки одиночными скважинами выкидные линии могут иметь протяженность до 10 км и более. нефтегазопроводные коллекторы I порядка - небольшое число протяженных трубопроводов, транспортирующих всю добытую продукцию к местам первичной сепарации. Данные трубопроводы характеризуются достаточно большой протяженностью и различием диаметров на разных участках. Их также называют основными направлениями или стволовыми коллекторами. Следствием большого количества боковых врезок, для данных трубопроводов является характерным отличие гидродинамических характеристик и состава транспортируемой продукции на разных участках. нефтегазопроводные коллекторы II порядка - большое число относительно коротких трубопроводов транспортирующих скважинную продукцию до врезки в нефтегазопроводный коллектор I порядка. Другое название – боковые врезки. Протяженность отдельных участков Дата печати 05.05.2023 10:22:00 33 М-01.04.04-02 редко превышает 2 км, но в сумме они могут составлять основную долю в протяженности всех трубопроводов системы нефтесбора. 6.3.2.2 Особенности механизма коррозии Факторы, оказывающие максимальное влияние на механизм и интенсивность коррозии промысловых нефтегазопроводов: - - - - - - высокая обводненность транспортируемой продукции. Для длительно эксплуатирующихся месторождений обводненность добываемой продукции может достигать значения 95 % и выше. Для новых месторождений обводненность продукции может быть невысокой. Но в процессе их разработки она, как правило, увеличивается. При этом возрастает и риск коррозии промысловых нефтегазопроводов системы сбора скважинной продукции. высокое содержание коррозионно-агрессивных газов. По нефтегазопроводам транспортируется несепарированная скважинная продукция, содержащая попутнодобываемый газ. В нем присутствует значительное количество углекислого газа и/или сероводорода. высокая температура транспортируемой продукции. Для промысловых нефтегазопроводов характерны высокие температуры транспортируемой продукции - от 30ºС до 90ºС. При прочих равных условиях скорость коррозии увеличивается с повышением температуры. Большое содержание механических примесей. В продукции добывающих скважин всегда присутствуют механические примеси. Их количество увеличивается после проведения мероприятий по интенсификации добычи (ГРП, увеличение депрессии и т.п.). Вследствие этого может происходить гидроабразивный износ металла трубопроводов. поступление в перекачиваемую продукцию технологических жидкостей. Жидкости, используемые при проведении различного рода скважинных обработок (кислотные обработки, глушение и промывка скважин) обладают повышенной коррозионной агрессивностью и при попадании в транспортируемую по трубопроводам продукцию могут интенсифицировать коррозионный износ. Основные факторы риска – увеличение кислотности транспортируемой продукции, биозаражение, попадание кислорода и механических примесей. механохимический фактор. Вследствие присутствия в составе транспортируемой продукции большого количества свободного газа, для нефтегазопроводов характерны режимы транспортирования с пульсацией давления. В некоторых случаях это является причиной появления коррозионно-усталостных трещин. 6.3.2.3 Определение критических участков Промысловые нефтегазопроводы характеризуются высокой степенью разветвленности, отличием состава сред и гидродинамических режимов транспортирования на разных участках. Поэтому участки системы могут очень сильно различаться по скорости коррозии. Кроме того, вследствие нестабильности состава и загрузки трубопроводов, скорость коррозии может сильно изменяться во времени. Прогнозная оценка опасности коррозии и локализации коррозии по трассе трубопроводов в подобных условиях затруднена. Выбор участков опасных с точки зрения повышенной скорости коррозии целесообразно проводить на основе фактических данных по аварийности и результатам технической диагностики. Критические с точки зрения повышенной скорости коррозии участки нефтегазопроводов: - участки с повышенным уровнем аварийности; - участки с максимальной потерей толщины стенки; - участки, на которых производилась замена по причине повышенного износа. В случае если аварий по причине коррозии не было, а надежные данные по технической диагностике отсутствуют, то выбор критических участков необходимо проводить согласно требованиям п. 5.3.5 настоящих методических указаний. Критическими участками с точки зрения снижения эффективности ингибирования в большинстве случаев являются конечные участки защищаемых направлений. Основной фактор, снижающий эффективность ингибирования данных участков – пониженная концентрация ингибитора вследствие его потерь при адсорбции на поверхности механических примесей, технологических отложений и др. при движении по трубопроводу. Дата печати 05.05.2023 10:22:00 34 М-01.04.04-02 6.3.2.4 Требуемый уровень Индекса Подачи ингибитора За исключением особо ответственных трубопроводов, (если не установлены группы риска в соответствии с Таблицей 4) для нефтегазопроводов рекомендуется принимать следующие целевые значения Индекса Подачи: - для основных направлений – не менее 0,90; - для боковых ответвлений – не менее 0,80. 6.3.3 Технология ингибирования 6.3.3.1 Требования к ингибиторам коррозии Стабильно расслоенная структура потока с выделением чистого водного подслоя в системах сбора скважинной продукции встречается редко. Кроме того, для нефтегазопроводов часто свойственно достаточно хорошее перемешивание водной и нефтяной фаз и попеременное смачивание ими стенки трубопроводов. В подобных условиях необходимо сделать выбор между преимущественно водорастворимыми и преимущественно нефтерастворимыми ингибиторами. Для этого необходимо определить механизм коррозии трубопроводов и провести тестирование ингибиторов с учетом этих условий в соответствии с разделом 7 настоящих методических указаний. Для нефтегазопроводов может встречаться режим транспортирования, при котором возможно разрушение защитной «пленки» ингибиторов коррозии: - при скоростях потока более 5 м/с; - при значительных концентрациях механических примесей (более 100 мг/л); - при пробковой структуре потока. В перечисленных случаях необходимо тестирование ингибиторов на устойчивость их защитной «пленки» в условиях повышенных напряжений сдвига. 6.3.3.2 Размещение точек ввода. Методы ингибирования Основные направления рассматриваются как линейные трубопроводы и ингибируются с максимально удаленной скважины или куста скважин. В случае если протяженность более 3 – 5 км, рекомендуемый метод ингибирования – постоянное дозирование. Если это по каким-либо причинам невозможно, ингибиторная защита основного направления должна вестись методом периодического дозирования не менее чем с двух точек. Применение для защиты боковых ответвлений метода постоянного дозирования может быть экономически нецелесообразно. Это связано со значительными затратами на приобретение и монтаж дозировочных установок. В этом случае боковые ответвления защищаются методом периодического дозирования. Более предпочтительным является подача ингибитора через добывающую скважину, менее - ввод ингибитора непосредственно в трубопровод. В других случаях рекомендуется дозирование ингибитора с упрощенных компактных дозировочных установок (типа УДЭ), в выкидные линии скважин или в нефтегазопровод после АГЗУ. 6.3.4 Контроль ингибирования Организация мониторинга при ингибировании нефтегазопроводов детально изложена в п. 9.2 М01.04.04-03. Дата печати 05.05.2023 10:22:00 35 М-01.04.04-02 постоянное дозирование ингибитора периодическое дозирование ингибитора ДНС, КСП, УПСВ участки с повышенной скоростью коррозии участки, на которых возможна пониженная концентрация ингибитора основное направление Контроль скорость коррозии химический состав структура потока остаточное содержание остаточное содержание в устьевых проах Рисунок 6. Принципиальная схема ингибирования и контроля коррозии нефтегазопроводов 6.4 Напорные нефтепроводы 6.4.1 Обоснование ингибирования Применение ингибиторной защиты необходимо для всех напорных нефтепроводов, изготовленных из стальных труб без внутренней антикоррозионной изоляции в соответствии с требованиями Таблицы 3 п.5.3.4 настоящих методических указаний. 6.4.2 Особенности системы 6.4.2.1 Технологические особенности Напорные нефтепроводы характеризуются значительной протяженностью (иногда до 100 – 200 км) и большими диаметрами (как правило, больше 219 - 273 мм). Напорные нефтепроводы, как правило, имеют линейную структуру, с минимальным количеством боковых врезок. По ним осуществляется транспорт дегазированной, а иногда и обезвоженной нефти. Перед поступлением в напорный нефтепровод продукция частично подготавливается, поэтому в ее составе меньше коррозионно-агрессивных компонентов, чем в нефтегазопроводах. Скорость коррозии и аварийность напорных нефтепроводов в большинстве случаев ниже промысловых нефтегазопроводов. Однако риски при эксплуатации напорных нефтепроводов очень высоки. Так, если в случае аварии промыслового нефтегазопровода существует опасность остановки одного или нескольких кустов скважин, то при аварии напорного нефтепровода может остановиться одно Дата печати 05.05.2023 10:22:00 36 М-01.04.04-02 или несколько месторождений. 6.4.2.2 Особенности механизма коррозии Факторы, оказывающие максимальное влияние на механизм и интенсивность коррозии напорных нефтепроводов: - - возможность непредсказуемых скачков обводненности. При сбоях в работе объектов предварительной подготовки нефти возможно значительное повышение обводненности поступающей в напорные нефтепроводы продукции. Это особенно опасно для напорных нефтепроводов, по которым транспортируется низко-обводненная продукция. В нормальном режиме эксплуатации, коррозия данных трубопроводов может не представлять опасности. Однако периодическое поступление в них значительных количеств воды приводит к образованию водных скоплений на пониженных участках трассы. расслоение водно-нефтяной смеси, образование устойчивых водных скоплений. Характерной чертой напорных нефтепроводов, транспортирующих продукцию с обводненностью более 20 – 30 % является расслоенная структура потока с образованием водного подслоя. Кроме того, для всех напорных нефтепроводов, вследствие относительно невысоких скоростей потока, существует опасность образования водных скоплений на пониженных участках трассы, а также перед препятствиями потоку – П-образными компенсаторами, узлами задвижек, переходами и т.п. наличие в транспортируемой продукции растворенного кислорода. Повышенная концентрация кислорода является следствием длительного отстоя попутно-добываемой воды на объектах предварительной подготовки нефти и подсоса воздуха через сальниковые уплотнения перекачивающих насосов. Кислород значительно снижает эффективность большинства ингибиторов и увеличивает скорость коррозии. 6.4.2.3 Определение критических участков Выбор участков опасных с точки зрения повышенной скорости коррозии целесообразно проводить при анализе фактических данных по аварийности и результатам технической диагностики. Критические с точки зрения повышенной скорости коррозии участки нефтегазопроводов: - участки с повышенным уровнем аварийности; - - участки с минимальной измеренной толщиной стенки; - участки, на которых производилась замена по причине повышенного износа. В случае если аварий по причине коррозии не было, а надежные данные по технической диагностике отсутствуют, то выбор критических участков необходимо проводить согласно требованиям п. 5.3.5 настоящих методических указаний. Критическими участками, на которых возможно снижение эффективности ингибирования в большинстве случаев являются конечные участки защищаемых направлений. Основной фактор, снижающий эффективность ингибирования данных участков – пониженная концентрация ингибитора вследствие его потерь при адсорбции на поверхности механических примесей, технологических отложений и др. при движении по трубопроводу. 6.4.2.4 Требуемый уровень Индекса Подачки ингибитора За исключением особо ответственных трубопроводов, для напорных нефтепроводов (если не определена группа риска в соответствии с М-01.04.04-05 «Методические указания по оценке рисков промысловых трубопроводов для формирования программ надежности») рекомендуется принимать целевое значение ИП не менее 0,90. 6.4.3 Технология ингибирования 6.4.3.1 Требования к ингибиторам коррозии Требования, предъявляемые к ингибиторам для защиты от коррозии напорных нефтепроводов, зависят от технологических характеристик последних. При обводненности более 20 – 30 % для большинства напорных нефтепроводов характерна расслоенная структура потока с наличием водного подслоя на всей протяженности трубопровода. Для обеспечения эффективной защиты необходимо применение реагентов обладающих способностью перераспределяться в водную фазу и накапливаться в ней. В случае низкой обводненности транспортируемой продукции, основным фактором, влияющим Дата печати 05.05.2023 10:22:00 37 М-01.04.04-02 на коррозию напорных нефтепроводов, является образование устойчивых водных скоплений. Снижение рисков аварий возможно только в случае достаточной концентрации ингибитора в водном скоплении. Основной проблемой при ингибировании подобных трубопроводов является обеспечение доставки нужного количества ингибитора к местам водных скоплений. В качестве «носителя» ингибитора используется нефть. Поэтому ингибитор должен обладать растворимостью в нефти. Одновременно ингибитор должен обладать способностью переходить в водную фазу. Принципы и подходы к подбору ингибиторов коррозии для напорных нефтепроводов подробно описаны в Разделе 7 настоящих методических указаний. 6.4.3.2 Размещение точек ввода. Методы ингибирования Подача ингибиторов в напорные нефтепроводы осуществляется методом постоянного дозирования с дозировочных установок расположенных на начальных точках трубопроводах – ДНС, УПСВ или КСП. 6.4.3.3 Очистка полости трубопроводов Для повышения эффективности ингибирования целесообразно проводить периодическую очистку полости трубопроводов с применением механических очистных устройств. Это позволяет подготовить поверхность металла трубопровода – удалить с нее различного рода технологические отложения и загрязнения, которые могут затруднять доступ ингибитора к поверхности защищаемого металла. Другим положительным моментом применения очистных устройств является удаление водных скоплений. 6.4.4 Контроль ингибирования Организация мониторинга при ингибировании напорных нефтепроводов детально изложена в п. 9.3 М-01.04.04-03. ДНС, КСП, УПСВ Контроль скорость коррозии химический состав структура потока остаточное содержание ДНС, КСП, УПСВ участки с повышенной скоростью коррозии участки на которых возможна пониженная концентрация ингибитора ЦППН постоянное дозирование ингибитора Рисунок 7. Принципиальная схема ингибирования и контроля коррозии напорных нефтепроводов 6.5 Водоводы 6.5.1 Обоснование ингибирования Основанием для ингибирования водовода является его включение в программу ингибиторной защиты, составленную на основании оценки рисков отказов при эксплуатации этого трубопровода. Как правило, такая ситуация имеет место, если: - водоводы имеют высокий уровень аварийности; их остановка при аварии приводит к значительному падению в добыче нефти; Дата печати 05.05.2023 10:22:00 38 М-01.04.04-02 аварии могут привести к значительным экологическим последствиям и влиять на состояние промышленной безопасности и охраны труда. Кроме экономической оценки требуется оценить принципиальную возможность ингибирования в соответствии с требованиями п. 5.3.4 настоящих методических указаний. Если концентрация кислорода в перекачиваемой воде превышает 1,5 ppm (мг/л), то ингибирование возможно при условии удаления кислорода с помощью химических реагентов (поглотителей кислорода) или принятия технологических мер, например обеспечения герметичности сальниковых уплотнений перекачивающих насосов и т.п. - 6.5.2 Особенности системы 6.5.2.1 Технологические особенности Системы водоводов имеют большую протяженность и часто повторяют по своей структуре системы нефтегазопроводов. Внутри каждой системы существует дополнительное подразделение на низконапорные и высоконапорные водоводы. Низконапорные водоводы транспортируют воду до распределительных пунктов и насосных станций. На этих пунктах давление воды поднимается до значений выше пластового, достаточных для закачки в пласт. Транспортировка воды до нагнетательных скважин осуществляется по высоконапорным водоводам. В зависимости от пластовых условий и требований разработки месторождения давление закачки может быть в диапазоне 100 – 200 атм. В зависимости от технологического происхождения транспортируемой воды водоводы могут быть: - водоводами подтоварной (подготовленной пластовой) воды; - водоводами сеноманской воды; - водоводами пресной воды; водоводами, транспортирующими смешанные воды. 6.5.2.2 Особенности механизма коррозии Факторы, оказывающие максимальное влияние на механизм и интенсивность коррозии промысловых водоводов: - Присутствие в транспортируемой продукции растворенного кислорода. Кислород значительно снижает эффективность большинства применяемых в нефтепромысловой практике ингибиторов коррозии. Поэтому если в транспортируемой воде постоянно присутствует растворенный кислород, то основным условием эффективности ингибирования является удаление или предотвращение его попадания в воду. Насыщенная кислородом воздуха пресная вода из водоемов содержит до 8 ppm (мг/л) кислорода. В системах подтоварной воды основным источником кислорода являются некачественные сальниковые уплотнения насосов, а также технологические водяные резервуары для подготовки воды (отстоя остаточных нефтепродуктов). Содержание кислорода может быть сравнительно невелико – порядка 0,1 – 0,5 ppm (мг/л), но даже это количество представляет повышенную опасность коррозии и снижает эффективность ингибирования. Дополнительно, в воде для закачки в пласт может присутствовать остаточное количество CO2. - Коррозионно-опасные микроорганизмы. В системах пресной воды заражение происходит естественным путем из открытых водоемов. В системах подтоварной воды, как правило, основным источником бактерий служат технологические резервуары. Если основным фактором, интенсифицирующим коррозию, является биозаражение, то отдельное применение ингибиторов коррозии не имеет особого практического смысла. В данном случае необходимо применять комплексную технологию – бактерицидные обработки + ингибирование. Присутствие в транспортируемой продукции растворенного углекислого газа и сероводорода. Данные коррозионно-активные газы содержаться в исходной попутно-добываемой воде. После процесса подготовки воды, концентрация этих газов вследствие дегазации значительно снижается, но их концентрация может быть достаточна для процессов коррозии. Сероводород может отсутствовать в исходной воде. Но в следствие сульфатредукции в присутствии сульфатвосстанавливающих бактерий на объектах подготовки, его концентрация в воде, используемой для целей ППД, может быть значительна. - Дата печати 05.05.2023 10:22:00 39 М-01.04.04-02 Таблица 9. Факторы, влияющие на коррозию водоводов Тип воды Водоводы подтоварной (подготовленной пластовой) воды Водоводы сеноманской воды Водоводы пресной воды Водоводы, транспортирующие смешанные воды Коррозионные факторы О2, СО2, H2S, биокоррозия H2S, СО2, биокоррозия О2 О2, СО2, H2S, биокоррозия 6.5.2.3 Определение критических участков Критические участки промысловых водоводов в первую очередь определяются влиянием на эффективность ингибирования растворенного кислорода. Наибольшая концентрация кислорода имеется на начальных участках низконапорных водоводов. При движении воды по трубопроводу кислород расходуется в процессе коррозии и его концентрация на конечном участке, как правило, бывает невысока. Однако на конечном участке в большинстве случаев наблюдается пониженная концентрация ингибитора коррозии. Поэтому, несмотря на низкую концентрацию кислорода, конечные участки водоводов также являются опасными. Критическими участками промысловых водоводов являются начальные участки низконапорных водоводов и конечные участки низко- и высоконапорных водоводов. 6.5.2.4 Требуемый уровень Индекса Подачи ингибитора За исключением особо ответственных трубопроводов, для промысловых водоводов (если не определены группы риска по М-01.04.04-05 «Методические указания по оценке рисков промысловых трубопроводов для формирования программ надежности») рекомендуется принимать следующие целевые значения ИП: - для низконапорных – не менее 0,90; - для высоконапорных – не менее 0,85 %. 6.5.3 Технология ингибирования 6.5.3.1 Требования к ингибиторам коррозии Для защиты промысловых водоводов необходимо применение ингибиторов растворимых или самодиспергируемых в воде. В случае если для конкретной водоводной системы выявлено значительное влияние на коррозию растворенного кислорода, то при подборе ингибиторов необходимо проведение дополнительных тестов на эффективность снижения скорости коррозии в присутствии кислорода. Чаще всего ингибиторы малочувствительные к присутствию кислорода обладают низкой индивидуальной эффективностью по отношению к углекислотной и сероводородной коррозии. Поэтому более целесообразным является удаление кислорода при помощи химических продуктов или за счет технологических изменений в технологии подготовки воды. 6.5.3.2 Размещение точек ввода. Методы ингибирования Защита низконапорных водоводов осуществляется методом постоянного дозирования с дозировочной установки расположенной в месте отделения (источнике) воды – УПСВ, ДНС, КСП и т.п. с последующим транспортом воды до нагнетательных скважин. Для защиты высоконапорных водоводов иногда бывает достаточно ингибитора, который поступает из низконапорной системы. В случае если эффективность ингибирования недостаточна, необходима установка дополнительной дозировочной установкой перед КНС или увеличение дозировки. 6.5.4 Контроль ингибирования Организация мониторинга при ингибировании водоводов детально изложена в 9.4 М-01.04.0403. Дата печати 05.05.2023 10:22:00 40 М-01.04.04-02 ДНС, КСП, УПСВ КНС Контроль скорость коррозии химический состав структура потока остаточное содержание биозараженность концентрация кислорода постоянное дозирование ингибитора участки, на которых возможно снижение эффективности ингибирования нагнетательная скважина Рисунок 8. Схема ингибирования и мониторинга водоводов 6.6 Промысловые газопроводы Проектирование и эксплуатации систем ингибирования промысловых газопроводов в целом аналогично нефтегазопроводам. Основные отличия связаны с особенностями свойств перекачиваемых сред и механизма коррозии. Самой большой сложностью при проектировании ингибирования является решение проблемы нанесения «пленки» ингибитора на поверхность металла. Коррозия металла газопроводов может происходить по всему сечению трубы, даже при контакте с газовой фазой (через тонкие пленки конденсата). Газ не может выступать в качестве «носителя» ингибитора. Поэтому единственный надежный способ нанесения «пленки» ингибитора на металла – при непосредственном контакте с ингибитором или его концентрированном раствором. Наиболее целесообразный метод ингибирования – периодическое дозирование ингибитора между разделителями. Постоянное дозирование может применяться в случае высокой скорости газового потока, относительно невысокой протяженности защищаемого трубопровода и распылительного устройства, позволяющего доставлять ингибитор к внутренней поверхности трубопровода по всей его длине. 7 Лабораторные испытания ингибиторов коррозии (ИК) 7.1 Общие положения 7.1.1 Цели и задачи лабораторного тестирования ИК Наиболее значимым достоинством ингибирования является его универсальность. Эксплуатационная практика показала успешность применения этого способа в различных трубопроводных системах, отличающихся большим разнообразием температур, давлений, составов транспортируемых жидкостей, гидродинамических режимов. В то же время не существует универсальных ИК, одинаково эффективных в широком диапазоне рабочих условий. По этой причине нельзя начинать полномасштабное применение ИК для защиты Дата печати 05.05.2023 10:22:00 41 М-01.04.04-02 трубопроводной системы без предварительной оценки его потенциальной защитной эффективности, даже если имеются сведения о положительных результатах применения ИК на других объектах. Проведение опытно-промысловых испытаний – длительный и затратный способ проверки, требующий наличия надежно функционирующей системы мониторинга коррозии и не обеспечивающий возможности выбора наиболее подходящего ИК из большого количества коммерчески доступных. Таким образом, для предварительного выбора ИК требуется использование надежных, достоверных и быстрых лабораторных методов оценки основных защитных и технологических свойств ИК. Целями и задачами лабораторных проверок ИК являются: - принципиальная оценка возможности применения ИК; - сравнительное тестирование ряда ИК для выбора из их числа наиболее приемлемых для защиты данного трубопровода; - предварительный подбор дозировки ИК для опытно-промысловых испытаний. Лабораторное тестирование ингибиторов коррозии нескольких наименований от различных поставщиков является обязательным условием, первым этапом внедрения ИК в промышленное применение. Данный раздел описывает общие принципы и закономерности, которые должны соблюдаться при организации лабораторных испытаний. Детальный порядок формирования и выполнения программ лабораторного тестирования ингибиторов коррозии требует разработки отдельного документа 7.1.2 Подходы к проведению лабораторных испытаний ИК Компания, организуя систематические лабораторные испытания ИК, вырабатывает подходы, получает опыт, а также разрабатывает и систематизирует программы испытаний ИК таким образом, чтобы они отражали условия и специфику эксплуатируемых систем. Эти программы предоставляются поставщикам ИК для оценки свойств производимых ими продуктов. Такой подход устанавливает единый базис, лишенный неопределенностей, связанных с различными программами тестирования, которые приняты различными производителями ингибиторов. Это дает возможность сравнения конкурентных ингибиторов в одинаковых условиях, характерных для типичных трубопроводных систем. 7.2 Планирование лабораторных испытаний ИК 7.2.1 Структура молекул и механизм защитного действия ИК Механизм действия пленкообразующих ИК состоит в создании разделительного барьера между металлической поверхностью, в том числе ее активными центрами, и коррозионно-активной средой за счет адсорбции на этой поверхности молекул ИК, образующих защитную пленку. При этом, чем прочнее пленка ИК сцеплена с металлической поверхностью и чем полнее последняя покрыта пленкой, тем выше защитная способность ИК. Дата печати 05.05.2023 10:22:00 42 М-01.04.04-02 Углеводородная цепочка Полярная группа с атомом азота Молекулы нефти Электроны, способные к образованию связи с металлом Молекулы ингибитора Углеводороды в потоке жидкости Углеводородная цепочка “R” Химическая и физическая адсорбция за счет полярной группы Металл Рисунок 9. Принципиальная схема защитного действия ингибиторов коррозии В большинстве случаев молекулы ИК по строению подобны молекулам поверхностно-активных веществ (ПАВ) и состоят из гидрофильной и гидрофобной частей. Гидрофильная часть молекулы ИК представляет собой функциональную группу, а гидрофобная – углеводородную цепочку. Адсорбируясь на поверхности металла с помощью функциональных групп, молекулы ИК блокируют активные центры. Прочность связи, образующейся между металлом и функциональной группой, зависит от ее природы и строения молекулы ИК. Прочная химическая связь молекул ИК с металлической поверхностью образуется редко. Преимущественно связь образуется за счет физической (обратимой) адсорбции ИК, которая может нарушаться под воздействием компонентов и потока рабочей среды. Различия в природе функциональных групп объясняет селективность ингибиторов по отношению к средам различного состава и агрессивности. Функция углеводородной цепочки заключается в создании гидрофобного слоя. Образуясь при адсорбции молекул ингибитора на металле, этот слой создает барьер, препятствующий контакту водной фазы и агрессивных веществ с металлической поверхностью. Механизм защитного действия ИК представлен на рисунке 9. Дата печати 05.05.2023 10:22:00 43 М-01.04.04-02 - N Имидазолин R N CH2 CH2 CH2 NH2 - R O CH2 CH2 O CH2 CH2 N - OH n Полиэтоксилированный алкиламин OH n - CH3 N Cl- CH2 Диметилбензилалкиламмоний хлорид (соль четвертичного аммониевого основания) R CH3 - O Амид - R1 CH2 C NH R2 - R1 CH2 NH2 Первичный амин Рисунок 10. Структура молекул типичных ингибиторов коррозии аминного типа Чаще всего ИК производятся на основе азотсодержащего сырья – аминов, амидов, имидазолинов, пиридинов, четвертичных оснований и др., – т.е. в состав их функциональной группы входит атом азота (N). Структурные формулы молекул таких ИК показаны на рисунке 10. В некоторых случаях находят применение ИК и другого типа, например, фосфатного, для систем с углекислотной коррозией. Таким образом, ИК, применяемые в нефтегазодобыче, различны и многообразны по строению и свойствам. Товарные формы отдельных ИК могут представлять собой смесь двух и более различных компонентов, в которую входят как активные (защитные) компоненты, так и компоненты, обеспечивающие технологические и эксплуатационные свойства ИК (растворимость, диспергируемость, антивспениваемость), облегчают доставку ИК к защищаемой поверхности и т.д. Растворимость и/или диспергируемость ИК в жидких рабочих средах (воде и углеводородах) являются одними из их важнейших характеристик, т.к. они определяют возможность переноса ИК по защищаемой системе, а также доставки к поверхностям, требующим защиты. В соответствии с классификацией, принятой в практике ингибиторной защиты, по степени растворимости/диспергируемости в жидких средах все ИК подразделяются на: Дата печати 05.05.2023 10:22:00 44 М-01.04.04-02 - водорастворимые; - углеводородорастворимые; - углеводородорастворимые-вододиспергируемые; - нерастворимые ни в воде, ни в углеводородах. Водорастворимый ИК (ИК-1) (коэф. распределения вода/нефть = 2/1) 60 Концентрация ИК в водной фазе, мг/л Нефтерастворимый ИК (ИК-2) (коэф. распределения вода/нефть = 1/2) 50 Дозировка из расчета 30 мг/л жидкости 40 30 J 20 10 0 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Обводненность, % об. Рисунок 11. Схематическая зависимость концентрации в воде преимущественно водорастворимого (ИК-1) и преимущественно нефтерастворимого (ИК-2) ИК от содержания воды в смеси при дозировке ИК 30 мг/л жидкостей Удобным с практической точки зрения приемом для оценки характера распределения ИК между водой и нефтью является введение качественной характеристики преимущественной растворимости. Это понятие проиллюстрировано на рисунке 11. ИК, растворяющийся в нефти и воде, считается преимущественно водорастворимым, если его концентрация в водной фазе растет при уменьшении обводненности (ИК-1). ИК, растворяющийся в нефти и воде, считается преимущественно нефтерастворимым, если его концентрация в водной фазе растет с увеличением обводненности (ИК-2). Углеводородорастворимые-вододиспергируемые ИК в статических условиях концентрируются в углеводородной фазе. В динамических условиях (при энергичном перемешивании двухфазной рабочей среды) значительная часть внесенного в систему ИК может переходить в водную фазу среды (диспергироваться в ней) вместе с каплями нефти, но через некоторое время после прекращения перемешивания диспергированная часть ИК снова возвращается в углеводородную фазу. Три первых вышеуказанных типа ИК могут доставляться к защищаемой поверхности трубы из фазы, в которой они преимущественно сконцентрированы, и обеспечивать определенный уровень защиты поверхности металла, контактирующей с ней. Нерастворимые ни в воде, ни в углеводородах ИК не растворяются и не диспергируют ни в одной из указанных фаз ни при каких условиях (статических или динамических) рабочей среды. Эти ИК не могут быть доставлены к защищаемой поверхности рабочей средой и для эффективного применения требуют специальной технологии ингибирования. 7.2.2 Разработка программы испытаний ИК При планировании лабораторных испытаний главной задачей является правильное определение требуемых свойств ИК. Основное свойство – обеспечение высокого защитного эффекта – зависит от соответствия ингибитора механизму коррозии в системе (например, ингибиторы сероводородной коррозии малоэффективны в углекислотных системах). Дополнительные свойства определяются выбором технологии ингибирования и назначением ингибируемой системы. Дата печати 05.05.2023 10:22:00 45 М-01.04.04-02 В соответствии с программой испытаний, состоящей из нескольких стадий, свойства ИК тестируются последовательно в порядке убывания важности. ИК, не прошедшие тестирование на очередной стадии, отсеиваются и к последующим стадиям тестирования не допускаются. ИК, прошедшие все стадии отбора, могут быть использованы для защиты тех объектов, условия которых моделировались в последовательности тестов. Для них можно продолжить тестирование в целях оценки дозировок и экономических показателей. Ниже определены основные требования к свойствам ИК в зависимости от технологии ингибирования и назначения ингибируемой системы. Конкретные условия испытаний будут зависеть от параметров той системы, для которой подбирается ИК. 7.2.3 Основные требования к ИК при технологии периодического дозирования между поршнями Основным требованием к ИК является минимальная растворимость, препятствующая быстрой потере защитных свойств пленки под действием потока после ее нанесения. Низкая растворимость в воде желательна при любой обводненности, т.к. коррозия протекает в водной фазе. По мере роста содержания нефти начинает играть роль растворимость в нефтяной фазе. Для тестирования защитных свойств воспроизводится процесс деградации пленки путем удаления ИК с поверхности металла промывкой в жидкостях, состав которых соответствует составу жидкостей в реальной системе, и воде; промывку предпочтительно проводить при гидродинамических условиях, соответствующих условиям эксплуатации. 7.2.4 Основные требования к ИК при технологии периодического дозирования в поток жидкости Основным требованием является растворимость либо способность образовывать устойчивую эмульсию в жидкости. При этом ИК одновременно сохраняет способность доставляться к поверхности металла и образовывать устойчивую защитную пленку. Для тестирования защитных свойств воспроизводится процесс деградации пленки путем удаления ИК с поверхности металла промывкой в жидкостях, состав которых соответствует составу жидкостей в реальной системе, и воде; промывку предпочтительно проводить при гидродинамических условиях, соответствующих условиям эксплуатации. 7.2.5 Основные требования к ИК при технологии постоянного дозирования в поток жидкости для систем различного назначения Технология постоянного дозирования ИК в трубопроводы получила наибольшее распространение для защиты линейных и разветвленных трубопроводных систем (см. п. 7.2.1.). Кроме обеспечения высоких защитных свойств ИК должен иметь специфические технологические свойства (растворимость, диспергируемость, прочность защитной пленки), которые позволяют ему достигать поверхности стенки трубы и образовывать защитную пленку. Именно технологические свойства, в данном случае, играют ключевую роль для оценки применимости ИК для выбранной системы трубопроводов. Зная требуемые свойства ИК, можно составлять программы испытаний для трубопроводных систем различного назначения. Нефтепромысловые трубопроводы транспортируют нефть, газ и минерализованную воду. ИК может достигать стенки трубы только из воды или нефти. Поэтому при определении требуемых свойств ингибитора следует знать особенности гидравлических режимов защищаемых трубопроводов, а именно наличие смачивания всей внутренней поверхности нефтью или водой. На практике главная характеристика гидравлического режима, влияющая на выбор ингибитора коррозии и, следовательно, на проведение его лабораторных испытаний – наличие возможности расслоения потока жидкости в трубопроводе. Если в трубопроводе возможно расслоение потока жидкости на нефть и воду, то ингибитор коррозии может достигнуть защищаемой поверхности трубопровода только из водной фазы, в которой он должен быть растворен или диспергирован. Расслоение возникает и в случае малых скоростей потока, и в случае пробковых режимов, когда скорость потока жидкости изменяется в широких пределах. Фактическая локализация коррозионных повреждений на трубопроводах, определенная по факту порывов или в результате диагностирования, однозначно показывает на расслоение жидкости и механических примесей в трубопроводе. Дата печати 05.05.2023 10:22:00 46 М-01.04.04-02 Наличие механических примесей существенно снижает эффективность ингибирования и требует повышения дозировок. Данный фактор необходимо учитывать при разработке программы лабораторных испытаний по подбору ИК для таких трубопроводов. Выделяются следующие особенности программ испытаний ИК для различных трубопроводов: - водоводы линейные и разветвленные; Основными свойствами ИК являются диспергируемость/растворимость в воде и защитная способность. - водоводы линейные и разветвленные малопроточные с нестабильными режимами эксплуатации; Основными свойствами ИК являются растворимость в воде и защитная способность. - нефтепроводы с отсутствием расслоения потока; Это, как правило, линейные трубопроводы со стабильными характеристиками потока. Разветвленные системы крайне редко могут быть отнесены к этой категории. Основным требованием к ИК является растворимость либо способность образовывать устойчивую эмульсию в жидкости. При этом ИК одновременно сохраняет способность доставляться к поверхности металла и образовывать устойчивую защитную пленку. - нефтепроводы с расслоенным потоком жидкости. Линейные и разветвленные. В данном случае энергии потока не хватает для смачивания поверхности трубы всеми фазами, поэтому наиболее важно наличие ингибитора в воде. Растворимость в нефти при этом не имеет критического значения, необходимо, чтобы ИК в этом случае обладал достаточной растворимостью в воде. Требуемые свойства ИК – диспергируемость/растворимость в воде, распределение между водой и углеводородами и защитная способность. - нефтепроводы с низким содержанием воды и расслоенным потоком Здесь важна растворимость ИК в нефти, т.к. перенос ИК в водные скопления должен происходить за счет его способности диспергироваться/растворяться одновременно в нефти и воде. Требуемые свойства ИК – диспергируемость/растворимость в нефти/воде, распределение между водой и углеводородами и защитная способность. Для всех типов трубопроводов с высокой скоростью потока к соответствующим требуемым свойствам ИК добавляется устойчивость пленки в водной фазе. 7.3 Принципы лабораторных испытаний ИК 7.3.1 Среды для тестирования защитных свойств Поскольку коррозия протекает в воде, тестирование защитных свойств ИК рекомендуется производить в водной среде без нефтяной фазы. Отсутствие нефти в тесте дает возможность для измерения скорости коррозии практически без ограничений использовать метод сопротивления линейной поляризации (LPR), как наиболее оперативный. В качестве водной среды рекомендуется использование моделей пластовых вод, основанных на результатах анализа попутно добываемой воды. Замена пластовых вод модельными средами позволяет повысить воспроизводимость результатов тестирования. 7.3.2 Оценка растворимости/диспергируемости ИК Тестирование растворимости / диспергируемости ИК необходимо для качественного определения соответствия данных свойств выбранной технологии ингибирования, поэтому оценка растворимости и диспергируемости выполняется визуально. Ниже приведен ряд замечаний, которые необходимо учитывать при оценке растворимости / диспергируемости ИК: - - Оценку рекомендуется проводить с использованием модельных жидкостей. В случае исследования растворимости / диспергируемости в водной фазе, применение пластовой воды допустимо при содержании нефтепродуктов не более 20 мг/л. Поскольку все нефти практически непрозрачны, то для визуальной оценки растворимости/диспергируемости в углеводородной фазе необходимо пользоваться модельной смесью светлых нефтепродуктов. Но при этом надо предельно внимательно относиться к моделированию состава нефтяной фазы. Модель нефтяной фазы должна, как Дата печати 05.05.2023 10:22:00 47 М-01.04.04-02 минимум, воспроизвести соотношение алифатических и ароматических углеводородов в природной нефти. Присутствие ароматических углеводородов может радикально менять растворимость ИК в нефти. Игнорирование этого факта может привести к существенным ошибкам в оценке применимости ИК. - - - На растворимость/диспергируемость ИК влияют температура, кислотность, минерализация среды, состав нефти и скорость потока, поэтому при лабораторных испытаниях величины данных параметров должны моделироваться. Визуальная оценка растворимости/диспергируемости при концентрациях, характерных для постоянного дозирования (5-50 мг/л), практически невозможна. Поэтому оценку производят при высоких концентрациях (0,5-1,0%). В данных тестах оценивается растворимость и диспергируемость товарных форм ИК, а не их активной основы. Наличие в составе товарных форм ИК растворителей и ПАВ может искажать оценку растворимости активных компонентов. Активная основа ИК может оказаться как растворимой, так и не растворимой в данной среде, поэтому ИК, проявляющие способность к диспергированию, допускаются к тестированию защитных свойств и оценке распределения. 7.3.3 Оценка распределения ИК между водной и углеводородной фазами Визуальная оценка распределения ИК неприемлема, т.к. требуется количественная оценка, характеризующая способность растворяться одновременно в нефти и воде. Ниже приведен ряд замечаний, которые необходимо учитывать при оценке распределения ИК между водной и углеводородной фазами: - При заданной дозировке ИК на полный объем жидкости достаточно иметь возможность оценивать содержание ИК в водной фазе. Поэтому при моделировании этой составляющей механизма коррозии и ингибирования в лабораторных условиях рекомендуется пользоваться смесями модели пластовой воды с нефтью. - Можно выделить две группы методов оценки распределения – прямые и косвенные. Группа прямых методов объединяет методы, определяющие концентрацию ИК в среде. К ним относятся спектральные и химические методы. В качестве косвенного параметра можно использовать скорость коррозии в водной фазе, в которую перераспределяется ИК. Тогда в качестве методов измерения могут использоваться баббл-тест или другие методы в зависимости от гидродинамического режима в реальной системе. - Для одновременной оценки распределения и защитных свойств в системах с постоянным содержанием воды и с турбулентным режимом течения можно использовать баббл-тест при статических условиях. Проведение косвенной оценки распределения при различных дозировках и параметрах обводненности дает возможность характеризовать исследованный ИК как преимущественно водорастворимый или преимущественно нефтерастворимый, что важно для систем с переменным содержанием воды. 7.3.4 Оценка защитных свойств ИК Для оценки защитных свойств могут использоваться различные способы измерения скорости коррозии – образцы-свидетели, методы электросопротивления и сопротивления линейной поляризации. Последний метод наиболее предпочтителен для применения в лабораторных условиях благодаря своему быстродействию. Его недостаток – требования к электропроводности среды. Поэтому область его надежного применения – водные среды без добавки нефтяной фазы. Для оценки способности ингибиторов тормозить локализованную коррозию рекомендуется применение методов циклической вольтамперометрии. В случаях, если необходимо определять скорость коррозии в эмульсионной среде, для измерений рекомендуется метод электрического сопротивления высокого разрешения (CEION). Ниже приведен ряд замечаний, которые необходимо учитывать при оценке защитных свойств ИК: - - необходимо использовать однородный стальной образец-свидетель или электрод из марки стали, близкой по химическому составу материалу трубы; - рекомендуется использовать модель пластовой воды вместо реальной воды, которая может быть нестабильна в условиях хранения; Дата печати 05.05.2023 10:22:00 48 М-01.04.04-02 - в ингибируемой системе даже 0,02-0,03 мг/л кислорода могут существенно повысить скорость коррозии. Этот рост происходит из-за потери эффективности ингибирования в присутствии кислорода. Поэтому существенно, чтобы в условиях теста особое внимание уделялось деаэрации ячеек; для дополнительной оценки способности ИК снижать скорость локальной коррозии рекомендуется после завершения замеров методом сопротивления линейной поляризации проводить тесты по методу циклической вольтамперометрии; - для влажных газовых сред рекомендуется пользоваться моделью жидкой фазы и не применять смеси жидкости и газа. Все параметры – температура, состав воды, газовой фазы, напряжение сдвига – должны варьироваться при проведении испытаний защитных свойств в пределах, охватывающих весь возможный диапазон их изменения. - 8 Опытно-промышленные испытания ингибиторов коррозии 8.1 Введение Данный раздел посвящен опытно-промышленным испытаниям ингибиторов коррозии. В разделе: - сформулированы цели и задачи ОПИ; - представлены требования к организации работ по ОПИ; - определены подходы к выбору объектов для ОПИ; - представлены требования к системам ингибирования и мониторингу при испытаниях; - определен порядок проведения испытаний; определены подходы для определения успешности проведенных испытаний. 8.2 Общие положения 8.2.1 Цели и задачи опытно-промышленных испытаний Целью испытаний является систематичное повышение эффективности функционирования всей системы ингибиторной защиты промысловых трубопроводов. ОПИ разделяются по цели испытаний на две группы: Группа I – ОПИ новых продуктов. Данная группа ОПИ предназначена для внедрения в Компании новых эффективных ингибиторов коррозии; - Группа II – ОПИ ингибиторов, которые в текущий момент применяются в Компании. Данная группа ОПИ производится в целях для расширения областей применения реагентов. Независимо от принадлежности к группам, задачами ОПИ являются: - - подтверждение принципиальной возможности применения реагентов для защиты от коррозии каких-либо групп трубопроводов; - оценка эффективных рабочих дозировок; - оценка эффективности технологий применения ингибиторов. 8.2.2 ОПИ группы I. Необходимость проведения ОПИ может быть связана: - с очевидной низкой эффективностью применяемых в текущий период ингибиторов коррозии (при условии соблюдения требуемого уровня Индекса Подачи);3 - с поиском новых, потенциально более эффективных продуктов. ОПИ группы I проводятся для продуктов, которые показали лучшие свойства при сравнительном лабораторном тестировании в соответствии с требованиями раздела 7 настоящих методических указаний. ОПИ группы I должны проводиться регулярно. Рекомендованная частота – не реже одного раза Здесь существует вариант повышения ИП или дозировки реагентов с недостаточной эффективностью. Выбор производится с учетом экономических характеристик. 49 Дата печати 05.05.2023 10:22:00 3 М-01.04.04-02 в год в каждом добывающем предприятии Компании. ОПИ группы I связаны с дополнительными затратами сверх стандартной производственной программы. Поэтому они должны быть предусмотрены в бизнес-планах в виде отдельной позиции в рамках программы работ по ингибиторной защите трубопроводов. 8.2.3 ОПИ группы II ОПИ группы II могут проводиться: - в случае принципиального изменения режимов эксплуатации ингибируемых трубопроводов, которое привело к снижению эффективности защиты; при появлении необходимости внедрения ингибирования на новых типах объектов, технологические характеристики которых принципиально отличаются от характеристик объектов, где реагенты уже применяются штатно или успешно прошли ОПИ. Перед проведением ОПИ необходимо удостовериться в принципиальной возможности применения ингибитора коррозии в условиях отличных от условий, в которых имеется положительный опыт применения. Опытно-промышленные испытания проводятся только в случае получения положительных результатов, полученных в результате лабораторной оценки применимости ингибитора коррозии и технологии его применения. ОПИ группы II должны проводиться по мере необходимости. 8.2.4 Основные принципы проведения ОПИ. ОПИ являются относительно краткосрочным мероприятием, результаты которого будут использованы для принятия решения о долгосрочном использовании ингибитора коррозии. Ошибочные результаты при ОПИ могут повлечь неоправданные затраты. По этой причине получаемые в процессе ОПИ результаты должны обладать полной достоверностью. Для этого должны быть соблюдены следующие принципы: 8.2.4.1 Точное соблюдение технологии ингибирования в течение всего периода ОПИ. Под этим подразумевается: - ежедневный контроль работы дозирующего устройства и ежедневное определение текущей дозировки по защищаемым участкам; - - ежедневный контроль расхода жидкости по трубопроводу, на котором производятся ОПИ; - обеспечение Индекса Подачи ингибитора коррозии не менее 0,95. 8.2.4.2 Обеспечение требуемого мониторинга коррозии в течение всего периода ОПИ. В целях получения объективной информации мониторинг технологии ингибирования и мониторинг коррозии должны производиться независимыми исполнителями, т.е. либо собственными силами добывающих предприятия, либо независимыми специализированными организациями. Требуемый уровень мониторинга коррозии изложен в п.6.6 М-01.04.04-03. 8.2.5 Стадии ОПИ Опытно-промышленные испытания включают в себя следующие стадии: - формирование ответственной группы; - формулировка целей и задач испытаний, требуемой области применимости результатов; - выбор объектов; - разработка схемы коррозионного мониторинга и ингибирования; - определение критериев успешности испытаний; - разработка программы ОПИ и схемы взаимодействия сторон, участвующих в испытаниях; - выполнение ОПИ; определение успешности ОПИ; - принятие решения об использовании полученных результатов. 8.2.6 Этапы выполнения ОПИ Основные этапы проведения испытаний: - определение фоновых скоростей коррозии (в случае если фоновые скорости коррозии по данному объекту известны, то этап может быть исключен из программы ОПИ); Дата печати 05.05.2023 10:22:00 50 М-01.04.04-02 - определение эффективности ингибирования при каких-либо первоначально заданных параметрах ингибирования; - определение оптимальных параметров ингибирования. 8.3 Организация работ по ОПИ 8.3.1 Формирование ответственной группы В целях контроля и инженерного сопровождения работ по опытно-промышленным испытаниям ингибиторов коррозии создается рабочая группа, в состав которой входят: - Представитель добывающего предприятия, отвечающий за эксплуатацию трубопроводов и химические технологии добычи (например, Начальник УЭТ или Начальник Отдела Эксплуатации Трубопроводов); - Представитель добывающего предприятия, отвечающий за ингибирование и коррозионный мониторинг; - Представители ДДНГ Компании; - Представитель подрядчика, проводящего коррозионный мониторинг в процессе ОПИ; - Представитель подрядчика, осуществляющего обслуживание дозировочных устройств; Лаборант-исполнитель лаборатории входного контроля химических реагентов. 8.3.2 Обязанности участников ОПИ Распределение обязанностей может отличаться в некоторых деталях, в соответствии со сложившейся организационной структурой по обеспечению ингибиторной защиты трубопроводов. Не подлежит изменению принцип независимости организации, производящей мониторинг коррозии и контроль технологии при проведении ОПИ. В целом обязанность организовать испытания лежит на представителе добывающего предприятия, ответственном за эксплуатацию трубопроводов. Основная деятельность в процессе испытаний: - планирование и координация взаимодействия участников испытаний; - организация получения и обмена информацией; - контроль за своевременностью предоставления технологической информации: расхода жидкости, обводненности, режима течения, скорости потока, данных мониторинга, количестве ингибитора, аварийности, толщинометрии; организация регулярных совещаний по результатам испытаний и принятие решений о корректирующих действиях. Обязанность цеха добычи или эксплуатации/обслуживания трубопроводов, на объекте которого производится испытание, заключается в своевременном обустройстве Узлов Контроля Коррозии и своевременном представлении надежных данных по аварийности и диагностике объекта. Обязанность подрядчика, проводящего мониторинг коррозии – разработка системы мониторинга, своевременное получение и предоставление отчетности по данным о скоростях коррозии и характеристикам агрессивности. Обязанность подрядчика, проводящего закачку ингибитора – обеспечение требуемой дозировки и Индекса Подачи ингибитора, поддержание исправности дозировочных устройств, узлов ввода ингибитора в трубопровод. В случае если закачка осуществляется силами добывающего предприятия, обязанности переходят к его соответствующим службам. Производитель ингибитора может присутствовать при всех операциях и мероприятиях входящих в состав ОПИ, а также получать промежуточные результаты. При этом претензии к методологии и качеству выполнения работ должны излагаться на еженедельных (ежемесячных) технических советах. В противном случае претензии к рассмотрению приниматься не могут. - 8.3.3 Разработка Программы ОПИ Программа ОПИ является основным документом, определяющим цели и задачи испытаний, на основании которого осуществляются все мероприятия и операции при проведении испытаний. Типичная Программа ОПИ приведена в Приложении 2 к настоящим методическим указаниям. Программа ОПИ должна содержать следующие разделы: - Цели и задачи ОПИ: Дата печати 05.05.2023 10:22:00 51 М-01.04.04-02 - обоснование необходимости проведения конкретных испытаний, - постановка целей и задач испытаний; - определение области применимости результатов ОПИ (в каких трубопроводных системах, на каких месторождениях и в каких цехах планируется использование результатов). - Объект испытаний: В данном разделе Программы ОПИ должно быть приведено обоснование выбора объекта для ОПИ и представлены его технологические характеристики. - - - - Критерии успешности ОПИ: - характеристики правильности выбора объекта; - целевые показатели при ингибировании - показатели качества исполнения ОПИ. Ключевые Индикаторы Деятельности (КИД), например – Индекс Подачи ингибитора, выполнение графика мониторинга и др. Ключевые Показатели Эффективности (КПЭ), например – целевой Защитный Эффект или целевая скорость коррозии по образцам – свидетелям; Технология ингибирования: - точки ввода ингибитора; - методы ингибирования; - требуемый уровень Индекса Подачи; - параметры ингибирования (дозировка, периодичность ингибирования) на различных этапах испытания. Система мониторинга: - размещение точек контроля; методы контроля; - марки оборудования. Программа ОПИ: - график выполнения операций и мероприятий; лица, ответственные за выполнение операций и мероприятий. 8.4 Выбор объектов для проведения испытаний 8.4.1 Общие требования к объектам для ОПИ Опытно-промышленные испытания проводятся на ограниченном количестве объектов, характеризующихся достаточно узким диапазоном технологических характеристик. Результаты, полученные при проведении ОПИ, должны быть применимы для большого числа промысловых объектов. Поэтому от выбора объекта испытаний зависит качество и дальнейшая применимость полученных результатов. Результаты испытаний могут быть применимы: для месторождения или группы месторождений с идентичным составом добываемой продукции, на которых проводились испытания; - для трубопроводных систем, с обводненностью и химическим составом сред аналогичным объектам на которых проводились испытания. Перед тем как выбрать объект для проведения ОПИ необходимо определиться с объектами, на которые в дальнейшем будут распространены результаты испытаний. Затем определить механизм коррозии свойственный этим объектам. Объект, выбранный для проведения ОПИ, должен обладать механизмом коррозии характерным для объектов, на которые в дальнейшем будут распространены результаты испытаний. Подробно принципы выбора объектов для различных типовых трубопроводных систем изложены ниже. Для проведения испытаний не должны выбираться объекты, для которых в ближайшие шесть месяцев планируется их замена, реконструкция или вывод из эксплуатации. - 8.4.2 Нефтегазопроводы и напорные нефтепроводы Дата печати 05.05.2023 10:22:00 52 М-01.04.04-02 Внутри одного месторождения или группы идентичных месторождений основными факторами, определяющими механизм коррозии нефтегазопроводов и напорных нефтепроводов, являются: - обводненность продукции; - режим транспортирования продукции. В зависимости от обводненности, механизм коррозии отличается: - для трубопроводов транспортирующих низко-обводненную продукцию; - для трубопроводов транспортирующих эмульсию типа «вода в нефти»; - для трубопроводов транспортирующих эмульсию типа «нефть в воде». Механизм коррозии также будет отличаться при различиях режимов транспортирования продукции: при эмульсионной, расслоенной структуре потока и при наличии водных скоплений. В зависимости от комбинации перечисленных факторов выделяются четыре типа объектов для проведения ОПИ, которые представлены в таблице 10. Каждый тип объектов соответствует наиболее вероятному и опасному с точки зрения коррозии случаю для различных интервалов обводненности. Например, если по трубопроводу транспортируется низкообводненная продукция, то наибольшую опасность предоставляет коррозия в местах образования водных скоплений. Поэтому и ингибитор должен испытываться в трубопроводах, где присутствуют водные скопления – тип 1 объектов для ОПИ. Для трубопроводов транспортирующих достаточно обводненную эмульсию типа «вода в нефти» наибольшую опасность представляет образование подслоя воды или высоко-обводненной эмульсии – тип 2 объектов для ОПИ. Для трубопроводов транспортирующих высоко-обводненную эмульсию типа «нефть в воде», опасность представляет как эмульсионная, так и расслоенная структура потока. Требования к ингибиторам для этих двух случаев отличаются. Поэтому выделяются два типа объектов – тип 3 и тип 4. Таблица 10. Типы объектов для проведения ОПИ Структура потока Эмульсионная Расслоенная Водные скопления Обводненность, % менее 20 20 - 70 Тип 2 более 70 Тип 4 Тип 3 Тип 1 В некоторых случаях удается выбрать трубопровод, на котором существуют участки, соответствующие различным типам объектов из таблицы 10. Это позволяет получить значительно больший объем полезной информации без кратного увеличения затрат на испытания. 8.4.3 Водоводы Внутри одного месторождения, или группы идентичных месторождений, основным фактором, определяющими механизм коррозии водоводов является концентрация растворенного кислорода. Если в системах водоводов, где планируется использовать результаты опытно-промышленных испытаний, существует проблема наличия растворенного кислорода, то объект ОПИ должен быть таким, чтобы концентрация кислорода в транспортируемой воде находилась в соответствующем интервале значений. Но при этом концентрация растворенного кислорода не должна превышать значения 1,5 ppm (мг/л) (см. п. 5.3.4, таблица 3). Если системы водоводов, в которых планируется использование результатов ОПИ, значительно отличаются по содержанию в транспортируемой продукции углекислого газа, сероводорода или коррозионно-активных микроорганизмов, это также необходимо учитывать при выборе объекта для ОПИ. 8.5 Система ингибирования и мониторинга 8.5.1 Требования к системе ингибирования Система ингибирования должна разрабатываться в соответствии с требованиями раздела 3 настоящих методических указаний. Основным требованием к системе ингибирования при ОПИ является обеспечение уровня Индекса Подачи ингибитора не ниже 0,95. Для достижения этого Дата печати 05.05.2023 10:22:00 53 М-01.04.04-02 уровня Индекса Подачи необходимо соблюдать требования к контролю и эксплуатации системы ингибирования сформулированные в п. 5.3.10. 4 Обобщенные требования к системе ингибирования в процессе ОПИ сведены в Таблице 11. Таблица 11. Общие требования к контролю системы ингибирования при проведении ОПИ Общие требования Время, в течение которого допустимо нарушение технологии ингибирования, сут: 1 - в течение месяца Контроль технологических параметров трубопроводной Обязателен системы Периодичность контроля расхода ингибитора Не реже чем раз в сутки Периодичность контроля расхода жидкости и Не реже 1 раза в сутки обводненности Предоставление месячных графиков проведения технологических операций на сопряженных с Обязательно, извещение об изменении трубопроводом объектах (кислотные обработки, графика – не реже раза в неделю промывки, ГРП и т.д.); Контроль параметров работы дозировочных установок и узлов ввода Проверка наличия подачи ингибитора в нагнетательную Дистанционное оповещение об остановке линию насоса или ежедневно Замер уровня ингибитора в расходной емкости ежедневно Корректировка подачи ингибитора В течение 12 ч после обнаружения отклонений Калибровка расходной емкости, насосов и расходомера Не реже одного раза в 3 месяца Плановый ремонт и ревизия оборудования дозировочной Не реже одного раза в 3 месяца установки и узлов ввода Контроль эффективности ингибирования Периодичность предоставления отчетов по результатам Еженедельно мониторинга и ингибирования (результаты, КИД, КПЭ) Отбор проб и определение качества ингибитора в Не реже одного раза в 3 месяца емкости Анализ остаточного содержания ингибитора в точках Еженедельно контроля Требуемое время реагирования средств коррозионного Не более недели мониторинга При проведении ОПИ более точные результаты получаются, если вместо ИП равного 0,95, закачка производится при значении ИП, стандартном для выбранного трубопровода. При этом необходимо увеличить длительность ОПИ за счет исполнения не менее 3-х циклов коррозионного мониторинга для каждой дозировки, предусмотренной программой ОПИ, со статистической обработкой получаемых результатов. Такие испытания рекомендуется проводить на крупной опытно-промышленной партии ИК на полной гидравлически независимой системе, например, системе нефтесбора одной ДНС. 8.5.2 Требования к системе мониторинга скорости коррозии Мониторинг коррозии должен осуществляться согласно требованиям М-01.04.04-03 «Методических указаний по организации и исполнению программ мониторинга коррозии промысловых трубопроводов» для уровня Индекса Подачи равного 0,95 8.5.3 Характерные целевые параметры при проведении ОПИ Для определения эффективности ингибирования по снижению скорости коррозии при Результаты, полученные при ИП = 0,95, дают информацию о принципиальной эффективности испытанных ингибиторов. В процессе промышленного применения, при более низких значениях ИП, вполне возможна более низкая эффективность ингибирования, чем при ОПИ. Корректировка параметров ингибирования (дозировки, ИП) должна происходить в процессе оптимизации технологии ингибирования для каждого конкретного трубопровода. Для того чтобы повысить эффективность ингибирования целесообразно использовать при ОПИ реагенты, показавшие лучшие свойства при сравнительном лабораторном тестировании. 4 Дата печати 05.05.2023 10:22:00 54 М-01.04.04-02 проведении ОПИ вводятся следующие целевые параметры: - степень защиты; - скорость коррозии в присутствии ингибитора по данным коррозионного мониторинга (датчики или образцы-свидетели); - дозировка. Принимаются следующие целевые значения данных параметров: степень защиты – не менее 90 %; остаточная скорость коррозии – не более 0,05 мм/год при условии отсутствия на поверхности металла образцов или датчиков ярко выраженных локальных коррозионных дефектов. Дозировка ингибитора коррозии зависит от степени агрессивности конкретного объекта В соответствии с этими требованиями, контроль скорости коррозии должен проводиться с использованием приборных средств мониторинга. В связи с высокой значимостью результатов ОПИ необходимо одновременно использовать образцы-свидетели. Это позволяет, за счет дублирования метода замера повысить надежность системы мониторинга, а также контролировать локальную коррозию. В связи с малой продолжительностью ОПИ применение средств неразрушающего контроля толщины стенки нецелесообразно. - 8.6 Общие требования к проведению испытаний 8.6.1 Обеспечение надежности и достоверности информации Отработка схемы и разработка протоколов взаимодействия между подразделениями добывающего предприятия, подрядчика занятого в закачке ингибитора и подрядчика, проводящего коррозионный мониторинг с целью своевременного получения достоверной информации об изменениях технологических характеристик трубопроводов и режимов работы дозировочных установок. 8.6.2 Определение значения фоновой скорости коррозии Измеряют фоновую (в отсутствии ингибитора коррозии) скорость общей и локальной коррозии по образцам-свидетелям и скорость коррозии по показаниям приборов. При анализе динамики изменения скорости коррозии по показаниям прибора выявляют факторы, влияющие на изменение коррозионной агрессивности: изменение состава продукции, загрузки трубопровода и т.п. Продолжительность этапа – как правило, не менее одного месяца. Часто отмечается явление непостоянства фоновой скорости коррозии, варьирующейся в широких пределах. В таких условиях трудно оценить эффективность ингибитора по величине защитного эффекта, которая зависит от величины фоновой скорости коррозии. Получение статистически надежного значения фоновой скорости коррозии возможно только на основании статистической обработки большого числа получаемых результатов. Это означало бы увеличение длительности этого этапа до шести и более месяцев, что не является рациональным. В таком случае целесообразно проводить данный этап не дольше, чем необходимо для получения относительно высокого (0,2 – 0,3 мм/год и выше) значения скорости коррозии, подтверждающего сам факт высокой скорости коррозии. После этого эффективность ингибирования следует оценивать по критерию остаточной скорости коррозии, приведенной в п. 8.5.3 настоящих методических указаний. При этом для обеспечения надежности результата необходимо проводить 3 цикла мониторинга коррозии для каждой дозировки ингибитора В случае если для трубопроводов характерен механизм локальной коррозии, а общая коррозия невысокая, то продолжительность этапа может быть увеличена до 2 – 3 месяцев. Это необходимо для надежной оценки скорости локальной коррозии по образцам-свидетелям. 8.6.3 Определение эффективности при начальных параметрах ингибирования На данном этапе задают какие-либо начальные параметры ингибирования: - ударная дозировка и ее продолжительность при постоянном дозировании; рабочая дозировка при постоянном дозировании; - периодичность ингибиторных обработок; - объем ингибитора на единовременную обработку. Дата печати 05.05.2023 10:22:00 55 М-01.04.04-02 Все перечисленные параметры даются при выбранном фиксированном значении Индекса Подачи. Эти параметры определяются: - с учетом рекомендаций производителя реагента; - в соответствии с принятыми в Компании параметрами ингибирования; - с учетом опыта применения реагента на других объектах Компании. По результатам контроля коррозии на данном этапе определяют достижение целевых параметров эффективности ингибирования по снижению скорости коррозии. 8.6.4 Определение оптимальных параметров ингибирования По результатам определения достижения целевых параметров вносятся изменения в технологию ингибирования. Если целевые параметры эффективности по снижению скорости коррозии достигнуты, то производят: - снижение дозировки до заранее определенной величины; увеличение периодов между ингибиторными обработками, или снижение количества единовременно закачиваемого ингибитора. Если целевые параметры эффективности не достигнуты, то дозировку увеличивают, период между обработками уменьшают и т.д. В результате определяются оптимальные параметры ингибирования, которые обеспечивают достижение требуемых целевых показателей эффективности ингибирования по снижению скорости коррозии. - 8.7 Определение успешности ОПИ. Выводы по результатам испытаний 8.7.1 Подтверждение правильности выбора объекта для ОПИ В случае если объект был выбран неправильно, и он не соответствует характерному механизму коррозии, то результаты испытаний не будут иметь практической значимости. Главным критерием правильности выбора объекта для испытаний является скорость и механизм коррозии. Соответствие механизма коррозии определяется по результатам анализа химического состава сред, обводненности и фактической структуры потока. Скорость коррозии определяется по результатам мониторинга на этапе определения фоновых скоростей коррозии. Зафиксированная скорость коррозии должна иметь типичное для рассматриваемых месторождений значение. Ее величина должна быть такой, чтобы позволить с достаточной точностью зафиксировать изменение скорости коррозии в присутствии ингибитора. Рекомендуемая минимальная фоновая скорость коррозии – не менее 0,3 мм/год. Если в процессе фоновых замеров стабильно фиксируется низкая скорость коррозии, то в первую очередь необходимо удостовериться в правильности системы мониторинга. Например, если для объекта ОПИ характерен повышенный уровень аварийности, а средства коррозионного мониторинга показали низкую скорость коррозии, то необходимо удостовериться: - в правильном расположении точек контроля; - в правильном исполнении узлов контроля коррозии; - в правильности выбора методов контроля. Очень часто подобная ситуация возникает в связи с неправильными предположениями о механизме и характере коррозии. Так, для трубопровода может быть характерна локальная или питтинговая коррозия. Скорость общей коррозии при этом может быть незначительной. В подобных случаях единственным методом для контроля коррозии являются образцы-свидетели. При этом срок экспозиции необходимый для надежного определения скорости коррозии может составлять два или три месяца. Если оптимизация системы мониторинга не привела к желаемым результатам, то от данного объекта испытаний необходимо отказаться. 8.7.2 Определение качества выполнения ОПИ Целевые показатели, определяющие качество проведения ОПИ: - обеспечение заданных параметров ингибирования на различных стадиях испытаний; Дата печати 05.05.2023 10:22:00 56 М-01.04.04-02 - достижения требуемого уровня Индекса Подачи ингибитора; - эффективность мониторинга коррозии; - требуемое качество применяемых продуктов. В процессе ОПИ должны поддерживаться заданные параметры ингибирования: дозировка, периодичность обработок и т.д. Их отклонения более чем на 10 % недопустимо. За исключением особых случаев, требуемый уровень индекса Подачи ингибитора при проведении ОПИ составляет не менее 0,95. Для того чтобы его достичь, необходимо контролировать исполнение мероприятий по ингибированию и мониторингу в соответствии с требованиями п. 5.3.10 настоящих методических указаний, своевременно определять и ликвидировать негативные отклонения в ходе исполнения мероприятия. Эффективность мониторинга определяется соблюдением частоты измерения ключевых параметров в соответствии с требованиями таблицы 6 в п.6.6 М-01.04.04-03. Контроль качества ингибиторов при испытаниях ведется в соответствии с требованиями раздела 9 настоящих методических указаний. Все результаты оформляются документально со ссылками или приложением первичных документов (актов, протоколов и т.п.). В случае если в ходе испытаний зафиксированы отклонения от запланированного количества операций и мероприятий, заданной дозировки то ставится вопрос о признании ОПИ несостоявшимися. Необходимость повторного проведения испытаний или коррекции программы ОПИ определяется по результатам тех. совета с участием всех заинтересованных сторон. 8.7.3 Выводы по результатам ОПИ. Оформление результатов По результатам испытаний разрабатывается краткий отчет и акт, в которых отражаются: - Результаты мониторинга ингибирования - - - скорости коррозии на различных этапах испытаний; - параметры ингибирования на различных этапах испытаний (Индекс Подачи, дозировки, периодичность обработок); - характеристики качества ингибитора. Выводы о возможности и целесообразности дальнейшего применения испытанного реагента. Область применимости результатов - типы трубопроводов; - интервал состава сред; - цеха и месторождения, в которых возможно использование результатов. Рекомендуемая технология применения ингибитора - интервал рабочих дозировок при установленном Индексе Подачи; - периодичность дозирования и количество ингибитора на единовременную закачку. По результатам ОПИ оформляются Отчет и Акт. 9 Контроль качества продуктов 9.1 Введение Данный раздел устанавливает требования к порядку проведения контроля качества ингибиторов коррозии, экспертизе представленной документации на реагенты, процедуры отбора проб, порядку проведения и оформления результатов контроля качества ингибиторов коррозии. 9.2 Понятие качества ингибитора 9.2.1 Качество ингибитора как фактор эффективности защиты Качество ингибитора – совокупность его свойств, делающих применение ингибитора эффективным и безопасным, и способность сохранять эти свойства в течение установленного времени Качество применяемых химических продуктов является одним из важных факторов, определяющих эффективность ингибиторной защиты. Даже в случае если технология закачки Дата печати 05.05.2023 10:22:00 57 М-01.04.04-02 организована и функционирует на должном уровне, применение ингибиторов коррозии, не соответствующих требуемым показателям качества, может привести к снижению эффективности ингибирования. Если ингибиторы коррозии не соответствуют требуемым санитарным и экологическим нормам, то их применение может оказать негативное влияние на состояние безопасности труда и охраны окружающей среды. Для исключения этого необходим постоянный контроль качества ингибиторов коррозии поступающих в добывающее предприятие. Важнейшим условием достижения требуемой эффективности ингибиторной защиты является постоянство свойств и характеристик, которые определяют качество ингибиторов: - технологических свойств; - защитных (противокоррозионных) свойств; - санитарно-гигиенических характеристик; - характеристик вредного воздействия на окружающую среду; характеристик воздействия на процессы добычи, транспортировки и подготовки нефти. 9.2.2 Технологические свойства Технологические свойства характеризуются физико-химическими параметрами товарной формы ингибитора коррозии. Они определяют возможность применения реагентов с использованием существующего оборудования для закачки и в погодных условиях характерных для региона применения. К ним относятся вязкость, плотность, температура замерзания и др. 9.2.3 Защитные свойства Защитные свойства определятся видом химических веществ, составляющих активную основу ингибитора и содержанием этой основы в товарной форме. 9.2.4 Санитарно-гигиенические характеристики Санитарно-гигиенические характеристики определяются наличием в составе товарной формы ингибитора химических соединений влияющих на безопасность для здоровья работающих с ингибитором. 9.2.5 Характеристики воздействия на окружающую среду Характеристики вредного воздействия на окружающую среду определяются наличием в составе товарной формы ингибитора химических соединений оказывающих отрицательное влияние на экологическую обстановку, в том числе в случае аварийных розливов ингибитора. 9.2.6 Характеристики воздействия на технологические процессы Характеристики воздействия на процессы добычи, транспортировки и подготовки нефти определяются влиянием ингибитора на изменение режимов разработки продуктивных пластов, реологических свойств транспортируемой по промысловым трубопроводам продукции и качество подготовки нефти. 9.3 Цели и задачи контроля качества ингибиторов Главная цель проведения систематичного контроля качества ингибиторов коррозии – подача в защищаемый трубопровод только кондиционных продуктов. Для этого качество ингибиторов должно сохраняться на всех стадиях поставки и хранения: во время приемки поставленного продукта (входной контроль) во время хранения на складах и базах, после транспортировки до места закачки и при применении (текущий контроль); - при передаче реагента со склада в производство (выходной контроль). Основными задачами контроля качества являются: - - проверка соответствия качества установленным требованиям и его гарантий после транспортировки от изготовителя до потребителя. - контроль за соблюдением правил хранения химических продуктов на базах и складах; контроль за соблюдением качества ингибиторов в процессе их применения транспортировки. Дата печати 05.05.2023 10:22:00 и 58 М-01.04.04-02 В случае полного соответствия результатов контроля качества интервалам установленных параметров, указанным производителем, а защитных свойств установленному требуемому уровню, ингибитор коррозии признается качественным и допускается к применению. В противном случае применяются санкции, установленные договором по которому поставляется данный ингибитор. 9.4 Система контроля качества Система контроля качества ингибиторов коррозии включает в себя следующие элементы: - экспертиза документации на реагент; - показатели качества и методы их определения - процедура контроля качества. 9.5 Экспертиза документации Каждый химический реагент, применяемый в нефтяной промышленности, должен быть обеспечен обязательным комплектом документов. Экспертиза документации заключается в проверке комплектности представленных документов на химические реагенты. Применение реагентов возможно только при наличии следующего минимального комплекта сопроводительной документации: - - Для продукции отечественного производства: - технические условия (ТУ); - сертификат соответствия «ТЭКСЕРТ»; - санитарно-эпидемиологическое заключение; - паспорт качества на партию; лабораторное заключение о влиянии реагента на подготовку нефти. Для продукции зарубежного производства: - сертификат соответствия «ТЭКСЕРТ»; - санитарно-эпидемиологическое заключение; спецификация с параметрами «Свойства продукта и особенности его применения»; - лабораторное заключение о влиянии реагента на подготовку нефти. 2 9.5.1 Требования к документации на ингибиторы коррозии 9.5.1.1 Технические условия (ТУ) Технические условия (ТУ) должны содержать: - Физико-химические свойства продукта; - Назначение, область и условия применения; - Требования к маркировке, упаковке транспортированию и хранению; Характеристика продукции по пожаро- и взрывобезопасности; - Требования безопасности при производстве и применении; - Меры по оказанию первой помощи при отравлении; - Меры по охране окружающей среды, способы утилизации (обезвреживания) продукции; - Правила приемки и хранения; - Методы испытаний при контроле качества; - Гарантии изготовителя, срок годности продукта. Перечень физико-химических характеристик, приведенный в ТУ, должен содержать набор параметров, определяющих технологические и противокоррозионные свойства ингибитора. Минимальный набор параметров, который должен быть приведен в ТУ: - Внешний вид; - Вязкость; - Плотность; Дата печати 05.05.2023 10:22:00 59 М-01.04.04-02 - Температура замерзания; - Растворимость в воде и углеводородах (качественная или количественная оценка); - Доля активной основы; Химический параметр, характеризующий концентрацию активного вещества (аминное число, процентное содержание фосфора и т.п.). Без предоставления ТУ невозможна организация процессов приемки, испытания, хранения, применения реагента по назначению. При изменении Технических условий продукт должен повторно пройти процедуру получения разрешения на применение в нефтяной промышленности, получение гигиенического сертификата и процедуру лабораторного тестирования и опытно-промышленных испытаний. Это необходимо для того, чтобы исключить возможные последствия, связанные с изменением состава реагентов. - 9.5.1.2 Сертификат соответствия «ТЭКСЕРТ» Сертификат соответствия «ТЭКСЕРТ» выдается автономной некоммерческой организацией ГЦСС «Нефтепромхим» (Система сертификации топливно-энергетического комплекса - Система «ТЭКСЕРТ»). Сертификат соответствия предоставляется один раз за период поставки химического реагента, имеет ограниченный срок действия, обновляется по истечении срока действия. Все химические реагенты, прошедшие сертификацию, должны быть включены в ежеквартально обновляемый отраслевой реестр «Перечень химических продуктов, согласованных и допущенных к применению в нефтяной отрасли». Разрешения, срок действия которых истек, к рассмотрению не принимаются. Запрещено использование реагентов не прошедших сертификацию «ТЭКСЕРТ», с истекшим сроком действия сертификата соответствия на применение в нефтяной промышленности, а также реагентов, не вошедших в отраслевой реестр. 9.5.1.3 Санитарно-эпидемиологическое заключение Санитарно-эпидемиологическое заключение подтверждает безопасность продукции для здоровья работающих. Выдается органом Государственного санитарно-эпидемиологического надзора. Предоставляется один раз за период поставки, обновляется по истечении срока действия. 9.5.1.4 Паспорт качества на партию Каждая поставляемая партия химических реагентов сопровождается Документом о качестве (Паспорт качества на партию), удостоверяющим ее качество и соответствие требованиям [4], а также знаки опасности в соответствии с [5] или ТУ. Документ должен содержать: - Наименование или товарный знак завода - изготовителя; - Название и марку продукта; - Номер партии; - Дату выпуска; - Вес нетто; - Количество мест; - Результаты проведенных испытаний, подтверждающие соответствие качества требованиям ГОСТа или ТУ; Номер технических условий или ГОСТа. - 9.5.1.5 Лабораторное заключение Лабораторное заключение – характеристика продукции на отсутствие агрессивных компонентов (легколетучих хлорорганических соединений) или компонентов инициирующих появление при подготовке или переработке нефти агрессивных сред, нарушающих установленный процесс, целостность и качество оборудования и материалов. 9.6 Показатели качества ингибиторов и методы их определения Показателями качества считаются числовые интервалы, в пределах которых должны находиться численные значения характеристик, свойств и параметров, существенных для реализации ингибитором своего функционального назначения. Наиболее важные из них перечислены ниже. Обязательно к перечню показателей качества должны быть приложены методики их определения, исключающие возможность разночтений и двоякой интерпретации. Дата печати 05.05.2023 10:22:00 60 М-01.04.04-02 9.6.1 Технологические характеристики Технологические характеристики: плотность, вязкость температура замерзания и т.п. определяются в соответствии со стандартными общепринятыми стандартизованными методиками, которые должны быть изложены в ТУ на реагент. 9.6.2 Противокоррозионные свойства Либо в ТУ на реагент, либо в качестве приложения к Договору поставки должны быть прописаны методики определения доли активной основы и химического параметра, определяющего концентрацию активного вещества (аминное число, кислотное число, процентное содержание фосфора и т.п.). Дополнительно при контроле качества проводят определение параметров, характеризующих противокоррозионные свойства ингибиторов в условиях, характерных для трубопроводных систем, в которых планируется применение ингибитора: - Контрольная методика для проверки качества разрабатывается в соответствии с п. 8 М01.04.04-02 «Лабораторные испытания ингибиторов коррозии» При этом стандартизуется состав углеводородной и водной фаз. Устанавливаются значения дозировок, при которых производится проверка качества. Рекомендуется проводить проверочный тест при 15 и 20 г/м3. Построение калибровочной кривой – зависимости оптической плотности от концентрации ингибитора в модельной воде (состав аналогичен составу для тестирования противокоррозионных свойств) по методике определения остаточного содержания ингибитора в водной фазе по методике из ТУ на реагент или по методике, отдельно предоставленной производителем. Для обеспечения статистической значимости полученных результатов, тестирование противокоррозионных свойств реагентов проводится не менее чем в трех параллельных экспериментах. При построении калибровочной кривой проводится не менее трех параллельных анализов для каждой концентрации ингибитора. - 9.7 Проверка качества при подборе и применении ингибиторов 9.7.1 Лабораторное тестирование Подбор ингибиторов коррозии начинается с лабораторного тестирования. Результаты лабораторного тестирования ингибиторов коррозии важны для дальнейшей результативности ОПИ и эффективного промышленного применения. Важным фактором, от которого зависит эффективность дальнейшего применения ингибитора, прошедшего лабораторное тестирование и рекомендованного для дальнейшего применения, является идентичность образца ингибитора прошедшего тестирование и ингибитора поставляемого для опытно-промышленных испытаний и промышленного применения. Контроль качества на стадии лабораторного тестирования заключается в определении соответствия свойств предоставленной пробы заявленным параметрам в технической документации. В противном случае реагент не допускается к тестированию. Для реагентов, прошедших тестирование и рекомендованных к применению, производится определение дополнительных параметров, определяющих их противокоррозионные свойства (п.9.6.2) в условиях объекта, на котором планируется применение. Полученные показатели качества используются как эталонные при дальнейшем контроле качества. После проведения тестирования пробы реагентов сохраняются как арбитражные. Дата печати 05.05.2023 10:22:00 61 М-01.04.04-02 Проба реагента для лабораторного тестирования нет соответстви е ТУ? Показатели из ТУ да Отбраковка Арбитражная проба Допуск к тестированию Эталонные противокоррозионные свойства Рисунок 12. Контроль качества реагентов при лабораторном тестировании 9.7.2 Опытно-промышленные испытания Задачей контроля качества ингибитора используемого при опытно-промышленных испытаниях является определение соответствия показателей качества ингибитора заданным в ТУ и эталонным показателям, определенным на стадии лабораторного тестирования. В противном случае ингибитор не допускается к проведению опытно-промышленных испытаний. Проба реагента из партии для ОПИ сохраняется как арбитражная. Партия реагента для ОПИ нет соответст вие ТУ Показатели из ТУ да Отбраковка Тестирование дополнительных противокоррозионных свойств соответст вие Арбитражная проба да нет Отбраковка Допуск к ОПИ Рисунок 13. Контроль качества реагентов при опытно-промышленных испытаниях Дата печати 05.05.2023 10:22:00 62 М-01.04.04-02 9.7.3 Промышленное применение ингибиторов коррозии Задачей контроля качества при промышленном применении ингибиторов коррозии является обеспечение стабильности технологических и противокоррозионных свойств продуктов, используемых в системах ингибиторной защиты. Все партии ингибиторов при поступлении на склады должны проходить входной контроль. В процессе хранения, выдачи со склада, транспортировки до места применения и закачки, ингибиторы должны проходить выходной и текущий контроль качества. 9.7.3.1 Входной контроль Входной контроль проводится для каждой партии ингибиторов коррозии поступающих в Управляемые общества Компании. Партией считается совокупность продукции, описанная единым комплектом сопроводительных документов, с обязательным приложением сертификата соответствия ГЦСС «Нефтепромхим», с отметкой даты регистрации ее в реестре «перечень химпродуктов, согласованных и допущенных к применению в нефтяной промышленности». Входному контролю также могут быть подвергнуты реагенты, срок хранения которых завершен или условия хранения в период годности реагента не соответствовали требуемым. Инициатором проведения повторного входного контроля могут быть заинтересованные структурные подразделения Компании. При входном контроле в обязательном порядке контролируются: - комплектность представленных документов на химические реагенты - соответствие свойств реагента заявленным в ТУ; соответствие дополнительных противокоррозионных свойств эталонным, определенным при лабораторном тестировании. 9.7.3.2 Текущий контроль Текущий контроль производится в следующих случаях: - при поступлении запроса от структурных подразделений Компании и в случае возникновения сомнений в качестве реагента при выполнении работ с его применением; - - при поступлении образца фактически применяемого реагента, потерявшего свои свойства в результате транспортировки или неправильного хранения на месте применения; по истечении срока хранения партии реагента; - при несоответствии условий хранения указанным в ТУ; - - при плановом отборе проб из емкостей дозировочных установок. При текущем контроле контролируются: - соответствие свойств реагента заявленным в ТУ; соответствие дополнительных противокоррозионных свойств эталонным, определенным при лабораторном тестировании. 9.7.3.3 Выходной контроль Проводится при выдаче реагента с баз и складов. Проводится для партий, срок хранения которых превысил 6 месяцев. Независимо от срока хранения, выходной контроль проводится для партий ингибиторов, для которых отмечается достоверно низкая эффективность. За исключением особых случаев достаточно ограничится контролем показателей из ТУ. 9.7.3.4 Подтверждение стабильности свойств ингибиторов Мероприятия по подбору ингибиторов коррозии являются одной из стадий контроля качества продуктов. Для того чтобы обеспечить постоянство качества ингибитора коррозии, рекомендуется не реже одного раза в год производить повторное тестирование применяемых продуктов по такой же программе, которая проводилась при первичном тестировании до начала промышленного применения. В случае если такое тестирование показало статистически значимое ухудшение противокоррозионных свойств реагентов, возможен вариант повышения дозировки ингибитора. Однако это связано со значительным увеличением затрат на ингибирование. Поэтому целесообразно поставить в известность поставщика или производителя реагента, после чего - Дата печати 05.05.2023 10:22:00 63 М-01.04.04-02 провести повторное тестирование свойств ингибитора из следующей партии. В случае повторения отрицательных результатов инициировать расследование инцидента качества по процедуре, согласованной с производителем/поставщиком ингибитора. 9.7.4 Оформление результатов контроля качества По результатам контроля составляется заключение о соответствии продукции требованиям, установленным ТУ или договорными документами. Результаты регистрируются и документируются. При выявлении в ходе входного контроля несоответствия установленным требованиям, Некондиционная продукция бракуется, маркируется ярлыком «БРАК», хранится отдельно и может быть возвращена поставщику с предъявлением рекламации. 9.8 Отбора и хранение проб для контроля качества ингибиторов 9.8.1 Лабораторное тестирование и опытно-промышленные испытания Пробы реагентов, которые передаются производителями для лабораторного тестирования, делятся на части: - проба для проведения контроля качества, и проведения лабораторного тестирования согласно программе по подбору ингибиторов; - арбитражная проба, для хранения у поставщика ингибитора; - арбитражная проба для хранения в самостоятельном подразделении Компании. Ингибитор, оставшийся после тестирования, также является арбитражной пробой и хранится в лаборатории, в которой проводилось тестирование. Из партии реагента для опытно-промышленных испытаний отбираются арбитражные пробы, которые хранятся в самостоятельном подразделении Компании, у производителя реагента и в подрядной организации, ответственной за проведение ОПИ. Условия хранения арбитражных проб должны соответствовать изложенным в ТУ. В случае если реальные условия на складах и базах не соответствуют требуемым условиям, необходимо организовать хранение дополнительной арбитражной пробы непосредственно в условиях хранения промышленных партий реагентов. Арбитражные пробы необходимы для решения спорных вопросов, которые могут возникать при дальнейшем применении ингибитора. Например, при возникновении сомнений в соответствии образца ингибитора предоставленного для лабораторного тестирования ингибитору из партии, которая применяется для опытно-промышленных испытаний или при промышленном применении реагента. В случае возникновения подобных сомнений, проводится контрольное тестирование свойств реагентов из арбитражной пробы в лаборатории проводящей контроль качества или в сторонней независимой лаборатории. Емкости с арбитражными пробами ингибиторов должны опечатываться и храниться не менее одного года на случай, если понадобится тестирование в присутствии представителей поставщика и потребителя ингибитора. 9.8.2 Промышленное применение ингибиторов Отбор проб производится в соответствии с требованиями [3]. Методы отбора проб» и при соблюдении требований промышленной и пожарной безопасности, охраны труда и окружающей среды. Отбор проб ингибиторов рекомендуется проводить сотрудниками лаборатории, в которой осуществляется контроль качества (входной, выходной или текущий). Перед отбором пробы работник лаборатории должен осуществить визуальный контроль качества, комплектности, маркировки поступившей продукции, соответствия тары или упаковки установленным требованиям, указанным в сопроводительных документах, подтверждающих качество продукции. В случае выявленных несоответствий, мероприятия по отбору проб приостанавливаются, составляется акт, в котором указывается количество осмотренной продукции и характер выявленных при приемке дефектов. По факту отбора проб заполняется акт отбора проб, После этого пробы передаются в лабораторию осуществляющую контроль качества. Дата печати 05.05.2023 10:22:00 64 М-01.04.04-02 10 Охрана труда, промышленная безопасность и охрана окружающей среды. 10.1 Введение В данном разделе описаны основные подходы для соблюдения требований охраны труда, промышленной безопасности и охраны окружающей среды при проведении работ по ингибиторной защите и мониторингу. 10.2 Основные положения Все мероприятия, регламентируемые данными методическими указаниями, должны соответствовать Политике Компании по охране труда, промышленной безопасности и охране окружающей среды (ПК-16.00-01). В Компании должна применяться концепция единой рабочей силы, согласно которой работники Компании, и подрядных организаций обязаны соблюдать одинаковые стандарты ОТ, ПБ и ООС. Все работы и мероприятия, проводимые при ингибировании, сопряжены: - с рисками здоровью персонала Компании и подрядных организаций; - с возможностью нарушения требований промышленной безопасности; - с возможностью загрязнения окружающей среды. Снижение перечисленных рисков возможно только при строгой трудовой и производственной дисциплине всех работников, строгом соблюдении ими инструкций по охране труда, промышленной безопасности и охране окружающей среды (ОТ, ТБ и ООС), производственной санитарии, совершенного владения техникой и технологией производства. Персонал предприятий должен знать опасные моменты при выполнении работ, соблюдать установленный порядок на рабочих местах, территории месторождения и технологических площадках. Любые работы при ингибировании должны проводиться в соответствии с нормами и правилами пожарной и промышленной безопасности. На все работы повышенной опасности должны иметься инструкции по технике безопасности, разработанные в соответствии с нормативными документами РФ и Компании. Персонал Компании и подрядных организаций должен проходить все необходимые виды инструктажей, иметь необходимые допуски к проведению работ. Все работы повышенной опасности, проводимые подрядными организациями, должны проводиться в присутствии представителя соответствующего подразделения Компании. Огневые работы и работы связанные со сверлением отверстий в трубопроводах выполняются только представителями подразделения Компании, ответственного за эксплуатацию трубопроводов. 10.3 Логистика 10.3.1 Хранение и погрузка ингибиторов 10.3.1.1 Опасные факторы при хранении и погрузке ингибиторов коррозии - повышенная концентрация в помещении складов и баз ядовитых паров ингибиторов коррозии; возможность розливов ингибитора; - возможность пожаров и взрывов; - травмы, связанные с перемещением грузов. - 10.3.1.2 Меры по снижению опасности - Ингибиторы должны храниться в герметичных бочках или металлических емкостях. - Помещения для хранения ингибиторов коррозии должны быть оснащены приточно-вытяжной вентиляцией. При хранении емкостей с ингибиторами на открытом воздухе, они должны располагаться под навесом так, чтобы на них не попадали прямые солнечные лучи. - В складских помещениях и на площадках хранения реагентов должно быть не менее двух выходов или двух выездов. При въезде и на территории площадки хранения должны быть вывешены предупредительные надписи и знаки безопасности, плакаты о недопустимости нарушения противопожарного режима. - Дата печати 05.05.2023 10:22:00 65 М-01.04.04-02 - Места хранения ингибитора должны быть оборудованы средствами пожаротушения: огнетушителями (типа ОП-5 или ОУ-2), ящиками с песком, лопатой. В случае возгорания необходимо немедленно сообщить в пожарную охрану и приступить к тушению пожара имеющимися средствами пожаротушения. - При хранении ингибитора необходимо хорошо проветривать помещения, избегать вдыхания паров вещества. При высоком содержании паров реагента в воздухе использовать противогазы. Избегать разливов, контактов с кожей и глазами. Запрещается курение и использование открытого огня в местах хранения ингибиторов коррозии. - Запрещается хранение и прием пищи в местах хранения ингибитора. - Погрузочно-разгрузочные работы и складскую переработку емкостей с ингибиторами коррозии разрешается производить только под непосредственным наблюдением ответственного лица (кладовщика, заведующего складом и т.п.). - Перемещение и погрузка емкостей с ингибиторами должна проводиться с использованием механических приспособлений. Необходимо избегать ручных операций. 10.3.2 Транспортировка 10.3.2.1 Опасные факторы при транспортировке ингибиторов коррозии - возможность розливов ингибитора; - возможность пожаров и взрывов. 10.3.2.2 Меры по снижению опасности - - транспортные средства, на которых осуществляется перевозка ингибиторов коррозии, должны быть оснащены всеми требуемыми предупреждающими знаками и средствам пожаротушения; в случае если транспортировка ингибитора осуществляется в бочках, они должны быть герметичны и располагаться пробками вверх. 10.4 Мероприятия по закачке ингибиторов 10.4.1 Заправка дозировочных установок 10.4.1.1 Опасные факторы при заправке дозировочных установок - возможность розливов ингибитора; - возможность пожаров; возможность отравлений персонала. 10.4.1.2 Меры по снижению опасности - Заправку дозировочных установок проводить механизированным способом. - Контролировать работоспособность и герметичность оборудования для заполнения емкостей дозировочных установок. - Обеспечивать обслуживающий персонал требуемым количеством спец. одежды и средств индивидуальной защиты. - Во избежание накопления статического электричества при перекачке ингибитора, всё оборудование и трубопроводы должны быть заземлены с соблюдением «Правил защиты от статического электричества в производствах химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности» в установленном порядке. При вскрытии тары не допускается использовать инструменты, дающие при ударе искру. Для исключения высекания искр при ударах пользоваться обмедненным или обильно смазанным смазкой слесарным инструментом. - 10.4.2 Эксплуатация дозировочных установок 10.4.2.1 Опасные факторы при эксплуатации дозировочных установок - возможность пожаров; - загазованность помещений дозировочных установок; возможность розливов ингибиторов коррозии; Дата печати 05.05.2023 10:22:00 66 М-01.04.04-02 - возможность поражения электрическим током; - высокое давление в нагнетательной линии. 10.4.2.2 Меры по снижению опасности - Надежное заземление электрооборудования и рабочей емкости дозировочной установки. - Соблюдение графика плановых ремонтов и ревизий работоспособности дозировочных установок. Работы, связанные с подключением, обслуживанием и ремонтом электрооборудования должны производиться персоналом, имеющим допуск к соответствующим видам работ. - При наличии в ТУ на ингибитор величины предельно-допустимой концентрации (ПДК), в воздухе рабочей зоны необходимо регулярно осуществлять ее контроль с помощью переносных газоанализаторов. - Электрооборудование, вентиляция и КИПиА БРХ должны быть во взрывозащищенном исполнении. - Все работы по обслуживанию дозировочных установок должны проводиться не менее чем двумя сотрудниками. - Запрещается наклоняться над открытым люком емкости с ингибитором. Спускаться в опорожненные емкости с ингибитором разрешается только после их пропарки и с использованием шлангового противогаза в присутствии наблюдающего. 10.4.3 Обработки скважин/периодические закачки 10.4.3.1 Опасные факторы при эксплуатации дозировочных установок - возможность пожаров; - возможность розливов ингибитора; - повышенное давление в нагнетательной линии; отравления персонала. 10.4.3.2 Меры по снижению опасности - Обеспечение герметичности системы по закачке ингибитора. - Обваловка площадки, где установлена емкость с ингибитором, для локализации очага в случае его разлива. - При аварийном разливе ингибитора участок обваловывается, верхний слой грунта снимается и вывозится в места уничтожения, согласованные с местными органами санитарного надзора. В случае возникновения аварийных ситуаций, пожаров или возникновении угрозы жизни людей, порчи оборудования действовать согласно утвержденному плану ликвидации аварий. При работе в условиях низких температур для отогрева оборудования и запорной арматуры допускается использовать только ППУ. - Запрещается наклоняться над открытым люком емкости с ингибитором. Спускаться в опорожненные емкости с ингибитором разрешается только после их пропарки с использованием шлангового противогаза в присутствии наблюдающего. - Во избежание накопления статического электричества при закачке ингибитора, всё оборудование и трубопроводы должны быть заземлены с соблюдением «Правил защиты от статического электричества в производствах химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности». При выполнении технологических операций по закачке ингибитора в скважины и нефтепромысловые трубопроводы необходимо исключить непосредственный контакт персонала с вредными компонентами продукта. - - Обеспечивать обслуживающий персонал требуемым количеством спец. одежды и средств индивидуальной защиты. Дата печати 05.05.2023 10:22:00 67 М-01.04.04-02 10.5 Ликвидация розливов ингибиторов, утилизация отходов В помещении, где производится или производилось хранение ингибиторов коррозии, в местах закачки ингибитора не должно быть разливов ингибиторов. В противном случае необходима их ликвидация согласно требованиям, изложенным в технических условиях на реагенты. В целях предотвращения загрязнения окружающей среды пустые ёмкости и бочки из-под ингибиторов должны храниться в закрытом виде на специально отведенных для этой цели площадках, уложенными не более чем в три яруса, пробками вверх. Утилизация пустых бочек изпод ингибиторов производится на специально отведенных для этого территориях организациями, имеющими лицензию на этот вид деятельности. . Дата печати 05.05.2023 10:22:00 68 М-01.04.04-02 Приложение 1 (справочное) Технические средства инигибрования а) Технические средства для постоянного дозирования Подача ингибитора в поток продукции осуществляется при помощи стационарных дозировочных установок. Наиболее предпочтительными являются заводские блочные насосные установки (типа БРХ, БР, УДХ, УДЭ). Основные требования к установкам: - соответствие требованиям пожарной и промышленной безопасности, охраны труда; - обеспечение дозирования реагента без необходимости постоянного присутствия персонала; предотвращение ухудшения качества ингибитора в расходной емкости; - возможность с заданной точностью контролировать расход реагента и его количество в расходной емкости; - обеспечение надежности функционирования за счет дублирования наиболее важных элементов (например, за счет установки двух дозировочных насосов) и автоматического оповещения об аварийных ситуациях; механизация операций по заполнению расходной емкости и перемешивания в ней реагента. В состав дозировочной установки входят: - технологическое оборудование; - - система отопления; - вентиляция; - электрооборудование и освещение; - приборы и средства автоматизации. Комплектация оборудования насосных установок зависит от технологических режимов защищаемых трубопроводов и параметров ингибирования. Основные требования к исполнению и комплектации установок приведены ниже. 1) Технологическое оборудование В состав технологического оборудования насосных дозировочных установок входят: - расходная емкость; - измеритель уровня в емкости; дозировочные насосы; - обвязка дозировочных насосов; - нагнетательный трубопровод; - насос для закачки и перемешивания реагента в расходной емкости; - фильтр на всасывающей линии дозировочного насоса. Дополнительно насосная установка может оснащаться: - емкостью для приготовления реагента; - емкостью для хранения реагента; малой расходной емкостью при необходимости малых дозировок или высокой точности дозирования; - счетчиком-расходомером. Объем расходной емкости, как правило, находится в пределах от 2 до 6 м3 и должен выбираться с учетом расхода жидкости в защищаемом трубопроводе и запланированной дозировки таким образом, чтобы по возможности снизить частоту ее заполнения ингибитором. При этом объем емкости не должен быть слишком большим, чтобы - Дата печати 05.05.2023 10:22:00 69 М-01.04.04-02 избежать потерь реагента при испарении и ухудшения его свойств, при длительном хранении. Подогрев реагента в расходной емкости осуществляется при помощи электронагревательных элементов. Расходная емкость должна быть оснащена дыхательным клапаном. В случае ответственных трубопроводов, для исключения остановки дозирования реагента вследствие перебоев с заправкой, дозировочная установка может оснащаться дополнительной емкостью для хранения реагента. Дозировочные насосы должны выбираться с учетом следующих требований: - надежности работы; - обеспечения необходимого расхода; - обеспечения требуемого напора, соответствующего давлению в точке ввода в защищаемый трубопровод; возможностью перекачки жидкости с заданными значениями плотности и вязкости (задается интервал соответствующий летнему и зимнему периодам). Для дозирования ингибиторов коррозии, как правило, применяются плунжерные дозировочные насосы. Максимальная подача насосов находится в пределах от 2,5 до 100 л/час и регулируется за счет бесступенчатого изменения хода плунжера при включенном или выключенном электродвигателе. Возможно также применение мембранных дозировочных насосов. Дозировочные насосы должны обеспечивать перекачку жидкостей с плотностью и вязкостью соответствующей плотности и вязкости ингибиторов коррозии при наиболее низких для региона температурах. Требуемая производительность дозировочного насоса (q, л/ч) определяется по формуле: (2.1) QD - q 24000 , л/ч где Q – расход жидкости, м3/сут; D – дозировка, г/м3; ρ – плотность ингибитора, г/см3. В качестве измерителя уровня в емкости в большинстве случаев используется мерное стекло. Возможно применение весового метода измерения с использованием тензометрических датчиков расположенных на дне расходной емкости. Применение поплавковых уровнемеров в большинстве случаев нецелесообразно вследствие их недостаточной точности. Их применение возможно только для сигнализации достижения уровнем предельно допустимого значения в случае использования автоматизированных систем. Нагнетательный трубопровод предназначен для транспортировки ингибитора от нагнетательного выхода дозировочного насоса до узла ввода в защищаемый трубопровод. Нагнетательный трубопровод должен быть рассчитан на давление нагнетания насоса. В целях предотвращения замерзания реагента, нагнетательный трубопровод должен иметь минимальную длину, в некоторых случаях необходимо применение его внешней теплоизоляции. Напорный трубопровод должен иметь следующую арматуру: - обратный клапан для предотвращения попадания жидкости из трубопровода в расходную емкость при остановках нагнетательных насосов или незапланированном повышении давления в защищаемом трубопроводе; - вентиль для перекрытия линии; - кран для отбора пробы ингибитора, удаления воздуха и периодического контроля поступления ингибитора в узел ввода; - в некоторых случаях счетчик-расходомер. Для механизации процесса заполнения расходной емкости, дозировочная установка Дата печати 05.05.2023 10:22:00 70 М-01.04.04-02 должна иметь насос для закачки ингибитора в емкость. Наиболее часто используются шестеренчатые насосы. Эти же насосы используются для перемешивания реагента в емкости за счет его циркуляции по замкнутому контуру. Допускается применение дозировочных установок без насоса для закачки реагента. В этом случае, сотрудники, обслуживающие дозировочную установку должны иметь этот насос в автомобиле, на котором проводится обслуживание дозировочных установок. В некоторых случаях существует необходимость приготовления реагентов непосредственно на месте дозирования, например, в случае необходимости разбавления реагента растворителем или транспортируемой продукцией. В этом случае в состав дозировочной установки должна входить емкость для приготовления реагентов, оснащенная устройствами перемешивания, подогрева, фильтрации и откачки в рабочую емкость. В случае невысоких расходов жидкости или низких значений рабочей дозировки ингибитора сложно добиться точного дозирования реагента. Следствием этого может быть снижение доступности или наоборот, перерасход ингибитора. В этом случае необходимо, чтобы дозировочная установка была оснащена дополнительной рабочей емкостью меньшего по сравнению с основной объема. 2) Система отопления Система отопления включает в себя: - систему отопления рабочего помещения установки; - систему подогрева реагента в рабочей емкости. Система подогрева должна обеспечивать поддержание температуры реагента в расходной емкости в интервале от 20 до 40 оС. Температура в рабочей зоне установки должна быть не менее 10 оС. 3) Вентиляция Система вентиляции рабочего помещения должна обеспечивать вентилирование рабочего помещения перед входом в него обслуживающего персонала до уровня регламентированного санитарно-эпидемическими требованиями. 4) Электрооборудование и освещение Электрооборудование используемое в дозировочных установках: электропривод насосов; электрическая обвязка систем освещения, сигнализации и вентиляции. 5) Приборы и средства автоматизации Система контроля и автоматизации должна обеспечивать: - ручное местное управление электроприводом насосов-дозаторов, шестеренным насосом, вентилятором, электрическими обогревателями, освещением; - местный контроль давления и температуры реагента; - - автоматическое реагента; отключение насосов-дозаторов при повышении давления автоматическое управление по температуре электрическим обогревателем, установленным в баке; - автоматическое управление по температуре электрообогревом в шкафу управления; - защиту всех электроприемников от короткого замыкания и перегрузок; В некоторых случаях возможно дополнительное оснащение дозировочных установок средствами автоматизации, позволяющими осуществлять дистанционный контроль следующих параметров: - - работоспособности дозировочных насосов; - уровня или количества реагента в рабочей емкости; - расхода реагента; - сигнализировать о Дата печати 05.05.2023 10:22:00 возникновении аварийных ситуаций (пожары, 71 М-01.04.04-02 электрозамыкания, увеличение уровня загазованности, несанкционированный доступ и т.п.). 6) Требования к комплектации дозировочных установок Таблица 1.1. Требования к комплектации дозировочных установок в зависимости от требуемого Индекса Подачи Допустимое время нарушения технологии закачки, сут: - в течение месяца - в течение года Наличие дополнительной емкости для хранения реагента Система подогрева реагента Исполнение технологического оборудования Наличие дублирующего дозировочного насоса Категория точности дозирования насоса (погрешность подачи, %) Обратный клапан на нагнетательной линии дозировочного насоса Счетчик-расходомер Уровнемер Наличие системы дистанционного оповещения при остановке насосов, подачи ингибитора или снижения уровня ингибитора ниже допустимого Индекс Подачи ингибитора 0,80 0,90 0,95 6 72 Не обязательно 3 36 Не обязательно 1 12 Обязательно Обязательна Коррозионностойкое Обязательно Обязательна Коррозионностойкое Обязательно Обязательна Коррозионностойкое Обязательно 2,5 2,5 1,0 Требуется Требуется Требуется Не обязателен Обязателен Не обязательно Не обязателен Обязателен Не обязательно Обязателен Обязателен Обязательно б) Узлы ввода ингибитора Одним их основных факторов, определяющих эффективность ингибирования методом постоянного дозирования, являются «транспортные» свойства ингибиторов. Для обеспечения формирования и поддержания защитной «пленки» на поверхности металла ингибитор должен быть растворен или хорошо диспергирован в коррозионно-агрессивной фазе транспортируемой продукции. Диспергирование должно осуществляться уже в точке ввода ингибитора коррозии. В противном случае, диспергирование или растворение реагента произойдет на некотором удалении от точки ввода ингибитора, и этот участок будет защищен не эффективно. Так, в случае турбулентного режима транспортирования или эмульсионной структуры потока, диспергирование ингибитора может происходить на расстоянии более 50 - 100 диаметров трубопровода от точки ввода. При ламинарном режиме или расслоенной структуре потока, протяженность незащищенного участка может быть значительно выше. Поэтому узел ввода ингибитора в трубопровод является важным элементом обеспечения эффективности технологии постоянного дозирования. Конструкция узла ввода ингибитора должна соответствовать следующим требованиям: - обеспечивать подачу ингибитора транспортируемой продукции; в коррозионно-агрессивную фазу обеспечивать быстрое диспергирование ингибитора в потоке транспортируемой продукции. Узел ввода ингибитора состоит из извлекаемого зонда для подачи ингибитора в поток продукции и устройства для ввода зонда в полость трубопровода. В зависимости от давления в системе может использоваться лубрикаторный узел ввода или узел ввода высокого давления. Использование узлов ввода в виде приваренного к телу трубы патрубка не - Дата печати 05.05.2023 10:22:00 72 М-01.04.04-02 рекомендуется вследствие того, что подобная конструкция узла ввода не обеспечивает требуемого диспергирования ингибитора с потоком жидкости. Зонд для ввода ингибитора должен располагаться на таком уровне по сечению трубопровода, чтобы обеспечивать поступление ингибитора коррозии в максимальный объем коррозионно-агрессивной водной фазы. Для водоводов или нефтегазопроводов с эмульсионной структурой потока это центральная часть сечения трубопровода. Для случая расслоенной газо-водонефтяной продукции это район нижней образующей трубопровода. Зонды для ввода ингибитора в поток жидкости могут быть следующего исполнения (рисунок 1.1): - в виде трубки; - в виде трубки со скошенным отверстием; - в виде профилированной трубки; - с соплом-распылителем. а) б) в) г) Направление потока Примечание - а) в виде трубки; б) в виде трубки со скошенным отверстием; в) в виде профилированной трубки; г) с соплом-распылителем. Рисунок 1.1. Конструктивное исполнение зондов для ввода ингибитора: Наиболее универсальными зондами являются зонды в виде трубки со скошенным отверстием и профилированной трубки. Они позволяют достаточно хорошо диспергировать ингибитор с транспортируемой жидкостью. В случае необходимости более полного смешения, используется зонд с соплом-распылителем на конце. в) Технические средства для периодического дозирования Для периодической подачи ингибитора используется специальные передвижные агрегаты (например, типа АзИНМАШ-30 и т.п.) или механизированное звено, состоящее из передвижного насосного агрегата и автоцистерны. Подключение нагнетательной линии осуществляют к вантузу действующего трубопровода или к задвижке затрубного пространства добывающей скважины. После этого, нагнетательную линию опрессовывают на полуторократное рабочее давление и производят закачку реагента. Подача ингибитора в линейную часть трубопровода или в затрубное пространство осуществляется в концентрированной товарной форме или после разбавления с какимлибо недорогим растворителем (как правило, 15 – 20 %-ый раствор в дегазированной и обезвоженной нефти, керосине, газойле или дизельном топливе). При закачке ингибитора или его раствора в трубопровод, скорость подачи должна быть такой, чтобы время контакта ингибитора с поверхностью металла составляло 15 – 30 сек. Это достигается за счет правильного подбора объема единовременно-закачиваемого раствора ингибитора (см. п. 5.3.9.2) Дата печати 05.05.2023 10:22:00 73 М-01.04.04-02 Приложение 2 (справочное) Форма программы опытно-промышленных испытаний - Согласовано: - Утверждаю: - - - - - - - «____» ________ 2006г. - «_____» ________ 200 г. Согласовано: - Подрядчик по коррозионному мониторингу «____» ________ 2006г. - Согласовано: - Подрядчик по закачке ингибитора - «____» ________ 2006г. - Согласовано: - Производитель реагента - «____» ________ 2006г. ПРОГРАММА ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННЫХ ИСПЫТАНИЙ ИНГИБИТОРА КОРРОЗИИ ____________ для __________________ трубопроводов _______________ 1. Необходимость проведения испытаний Обоснование необходимости проведения испытаний. Основания для испытания ингибитора Х (в приложении могут быть приведены результаты лабораторного тестирования, опыт применения на других объектах и результаты других ОПИ). 2. Цели и задачи Формулировка целей и задач ОПИ. Цели и задачи должны являться следствием п.1 и должны соответствовать требованиям «Методических указаний…» с учетом особенностей конкретных объектов ТПДН, в которой проводятся ОПИ. 3. Область применимости результатов ОПИ ТПДН, месторождения, цеха. Типы трубопроводов. Типы трубопроводов. Состав сред (интервалы изменения): обводненность, газовый фактор, химический состав и т.д. 4. Объект (объекты испытания) Наименование объекта (объектов). Причины выбора. Краткая история: какие ингибиторы применялись до ОПИ, какие результаты показывали. Дата печати 05.05.2023 10:22:00 74 М-01.04.04-02 Схема объекта Дата печати 05.05.2023 10:22:00 75 М-01.04.04-02 Характеристики объекта испытания Участок Протя женно сть, м Диам етр, мм Толщ ина стенк и, мм Qж , м3/ су т Обводнен ность, % т.1 – т.2 Газо вый факт ор, м3/м3 Скорос ть, м/с Давле ние, атм Дата ввода в эксплуат ацию Количес тво аварий Миним альная толщин а стенки 2 в 200_ г 1 в 200_ г т.2 – т.3 …. Химический состав водной фазы Дата рН Раств. газы, Концентрация ионов, мг/л Общая мг/л Жесткость, минерализация, мг-экв/л Железо мг/л Са2+ Мg2+ Nа++К+ Сl- SO4- НСО3СО2 О2 Н2S общее Дата печати 05.05.2023 10:22:00 76 М-01.04.04-02 5. Критерии успешности ОПИ - Показатель - Значение Требования к объекту - Фоновая скорость коррозии, мм/год - Не менее 0,2 мм/год - Структура потока - Рассл, эмульс… - Другие Качество исполнения - Индекс Подачи - Не менее 0,95 - % отклонения от заданной дозировки - Не более 10 - - Не более 10 - % отклонения от заданного количества операций по контролю закачки % отклонения от заданного количества операций по коррозионному мониторингу - Не более 10 - Другие - Целевые показатели при ингибировании - Скорость коррозии, мм/год - Менее 0,05 - Степень защиты, % - Не менее 90 % - Остаточное содержание - 6 Технология ингибирования Технология ингибирования: постоянное/периодическое дозирование Точки ввода ингибитора:______________ Этапы: (постоянное дозирование) - - Дозировка 0 - - 1 - - 2 - - - 3 - - - - … (периодическое дозирование) - Период между обработками, сут - Продолжительность, сут - Объем ингибитора на одну закачку - Продолжительность, сут - 1 - - - - 2 - - - - 3 - - - - … - - - Контроль закачки Дата печати 05.05.2023 10:22:00 77 М-01.04.04-02 - Мероприятие - Периодичность - Периодичность контроля жидкости и обводненности расхода - - Предоставление информации о проведении технологических операциях на сопряженных с трубопроводом объектах (кислотные обработки, промывки, ГРП и т.д.); - - Проверка наличия подачи ингибитора в нагнетательную линию - - Замер уровня ингибитора в расходной емкости Корректировка подачи ингибитора - Объем закаченного скорость закачки … - - Дата печати 05.05.2023 10:22:00 ингибитора и - - 78 М-01.04.04-02 7. Система мониторинга Узлы контроля коррозии Участ ок Адрес, м УКК № 1 500 101 11 500 101E R Метод контроля коррозии ОСК Тип датчика Марка прибора Исполнение Размещение датчика Возможность отбора проб Цилиндрич. - Flush band DCU-2/3 У нижней образующей У нижней образующей + ER Проникающи й, сверху Заподлицо, снизу - …. 8. Контролируемые параметры Параметр Закачка ингибитора Расход жидкости и обводненности Предоставление информации о проведении технологических операциях на сопряженных с трубопроводом объектах (кислотные обработки, промывки, ГРП и т.д.) Наличие подачи ингибитора в нагнетательную линию Уровень ингибитора в расходной емкости Корректировка подачи ингибитора Объем закаченного ингибитора и скорость закачки … Мониторинг Скорость коррозии образцов-свидетелей Скорость коррозии по приборам Остаточное содержание ингибитора Ионный состав водной фазы Концентрация кислорода Концентрация углекислого газа Концентрация сероводорода Структура потока … Дата печати 05.05.2023 10:22:00 Периодичность контроля 79 М-01.04.04-02 9. График проведения ОПИ, ответственность Мероприятие 1 Подготовительные работы 1.1 Отработка взаимодействия 1.2 Разработка регламента ингибирования 1.3 Обустройство узлов контроля коррозии 1.4 Ревизия существующих узлов контроля коррозии 1.5 Ревизия БРХ 1.6 Подготовка БРХ 1.7 Заправка БРХ 2 Контроль коррозии, параметров ингибирования и качества ингибиторов 2.1 Входной контроль качества ингибитора 2.2 Контроль коррозии 2.3 Контроль технологических параметров трубопровода 2.4 Контроль закачки 3 Исполнение ОПИ Определние фоновой скорости коррозии … 4 Отчет и акт по результатам испытаний Дата печати 05.05.2023 10:22:00 Описание работ Сроки исполнения Ответственн ый Примечание Отработка схемы и разработка протоколов взаимодействия между участвующими сторонами при получении и обмене информацией и результатами ОПИ Расход и дозировки ингибитора, порядок контроля и корректировки, обеспечение безопасности и охраны окружающей среды. Холодная врезка, комплектация и установка оборудования Тарирование емкостей, пропаривание емкостей, замена масла в редукторе, калибровка насоса под давлением Отбор пробы, определение показателей качества, арбитражная проба Мероприятия в соответствии с п.8 Мероприятия в соответствии с п.8 Мероприятия в соответствии с п.8 80 М-01.04.04 Библиография [1] ГОСТ 5272-68. Коррозия металлов. Термины. [2] РД – 39-132-94. Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов. [3] ГОСТ 2517-85. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб. [4] ГОСТ 14192-77. Маркировка грузов. [5] ГОСТ 19433-88. Грузы опасные. Классификация и маркировка. Дата печати 05.05.2023 10:22:00 81
