УПРАВЛЕНИЕ КОРРОЗИЕЙ Закрытое акционерное общество «КОРМАКО» CJSC “CORMACO” Corrosion management company 628616, Российская Федерация, Тюменская область, ХМАО-Югра, г. Нижневартовск пр. Победы 20 а, 2 -3, п/о 16, а/я 1137 тел. +7 (3466) 41 -51 -49, тел. /факс +7 (3466) 41 -51 -46 628616, RUSSIAN FEDERATION, TYUMEN REGION, HMAO-YUGRA, Pobedy st 20"A". , app 2 -3, Nizhnevartovsk, P. O/ 16, box 1137 phone: +7(3466) 41 -51 -49 phonefax: +7(3466) 41 -51 -46
Главная миссия ЗАО «КОРМАКО» РАЗРАБОТКА И ВНЕДРЕНИЕ КОМПЛЕКСНЫХ СИСТЕМ ПОВЫШЕНИЯ НАДЕЖНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ РАЗВИТИЕ ПАРТНЕРСКИХ ОТНОШЕНИЙ С ЗАКАЗЧИКОМ В ПРОЦЕССЕ ПРОИЗВОДСТВА РАБОТ CJSC “CORMAKO” Main mission DEVELOPMENT AND IMPLEMENTATION OF PIPELINE'S RELIABILITY ENHANCEMENT INTEGRATED SYSTEMS DEVELOPMENT OF PARTNERSHIP RELATIONS WITH THE CUSTOMERS IN THE PROCESS OF EXECUTION OF WORK
Направления деятельности: • • • КОРРОЗИОННЫЙ МЕНЕДЖМЕНТ – Мониторинг скорости коррозии – Контроль ингибиторной защиты – Разработка программных продуктов ТЕХНИЧЕСКАЯ ДИАГНОСТИКА – Неразрушающий контроль и дефектоскопия – Прогноз срока эксплуатации оборудования ТЕСТИРОВАНИЕ И ПОДБОР НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЙ ХИМИИ – Ингибиторы коррозии – Ингибиторы солеотложения – Бактерициды – Деэмульгаторы – Ингибиторы парафиноотложения НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ – Технологические регламенты по эксплуатации трубопроводных систем – Стандарты Компаний по обеспечению целостности трубопроводов – Регламенты коррозионного мониторинга – Регламенты ингибиторной защиты ЭКОЛОГИЧЕСКИЙ МЕНЕДЖМЕНТ – Планы ликвидации аварий – Разделы ОВОС – Экологический мониторинг ПАСПОРТИЗАЦИЯ ТРУБОПРОВОДОВ – Гидравлические расчеты – Создание и передача Заказчику баз данных по паспортным характеристикам трубопроводов ГЕОИНФОРМАЦИОННЫЕ СИСТЕМЫ (ГИС) – Разработка и передача заказчику электронных карт с нанесенными трассами трубопроводов – Моделирование аварийных ситуаций ПРОИЗВОДСТВО ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ КОРРОЗИОННОГО МОНИТОРИНГА ПРОДАЖА ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ КОРРОЗИОННОГО МОНИТОРИНГА CORMON Ltd. ЭКСПЕРТИЗА ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ПРОЕКТИРОВАНИЕ
CJSC «CORMACO» areas of activities • • • CORROSION MANAGEMENT – Corrosion monitoring – Monitoring of inhibitor protection – Development of program products ENGINEERING DIAGNOSTICS – NDT inspection and flaw detention – Equipment’s Remnant Life Assessment OIL-FIELD CHEMICAL REAGENTS' TESTING AND SELECTING – corrosion inhibitors – scale inhibitors – bactericides – demulsifiers – paraffin inhibitors SCIENTIFIC AND TECHNICAL DOCUMENTATION – Technological regulations of the pipeline systems’ maintenance – Company Corporative standards of pipeline integrity assurance – Administrative-normative manuals of corrosion monitoring – Administrative-normative manuals of corrosion inhibitor protection ENVIRONMENTAL MANAGEMENT – development of oil spill response plans – The issues “Environmental impact assessment” – Environmental monitoring PIPELINE PASSPORT SYSTEM – Hydraulic calculations – Development and issuance of pipeline’s technical databases to the Customer GEOGRAPHIC INFORMATION SYSTEM (GIS) – Digital maps with the superimposing of pipeline route schemes and issuance to the Customer – Modeling of emergency situations CORROSION MONITORING EQUIPMENT - MANUFACTURING CORMON ltd CORROSION MONITORING EQUIPMENT - SELLING. INDUSTRIAL SAFETY EXPERTISE DESIGNING
Основной принцип работы ЗАО «КОРМАКО» Кадры решают всё – высокий уровень подготовки специалистов Высокое качество выполняемых работ и продукции Соблюдение требований пожарной и промбезопасности и охраны труда Лицензии и Сертификаты: • Сертификат соответствия Госстандарта на оборудование коррозионного мониторинга • Сертификат соответствия работ по охране труда • Свидетельство об аттестации лаборатории неразрушающего контроля и диагностики • Сертификат Эксклюзивного Уполномоченного и Одобренного Агента и Дистрибьютора продукции Cormon Ltd. на территории РФ • Сертификат квалифицированного и уполномоченного тестировать, отбраковывать и ремонтировать продукцию Cormon Ltd. в РФ • Лицензии на инженерные изыскания, проектирование и строительство зданий и сооружений I и II уровней ответственности в соответствии с Госстандартом
CJSC “CORMACO”s main principle of work The personnel decides all – high qualified specialists High performance quality of works and production Observance of Fire safety, Occupational Safety and Health regulations Licenses and Certifications: • ROSSGOSSTANDART Conformance Certificate on corrosion monitoring equipment • Certificate of conformity of works for Occupational Safety and health • NDT and Diagnostics laboratory Certificate • Certificate of Exclusive Authorized and Approved Agent and Distributor of Cormon production in Russian Federation. • Certificate of Authorized and approved to check, screen and repair Cormon production in Russian Federation. • The license on engineering survey, designing, and construction of buildings and structures of I and II responsibility levels in concordance with the state standard
Персонал В ЗАО «КОРМАКО» работают высококвалифицированные сотрудники, прошедшие обучение на следующих курсах: • • • ISO 9001 -2000 Система качества ISO 14001: 1996 Внедрение экологического менеджмента с учетом ОВОС OHSAS 18001: 1999 Внедрение менеджмента производственной безопасности и охраны здоровья Ростехнадзор – Система промышленной безопасности опасных производственных объектов НИИ «Атмосфера» - программный комплекс «Эколог» ESRI «Геоинформ» - Arc/INFO и Arc View (ГИС) Все сотрудники ЗАО «КОРМАКО» имеют разрешения на проведение работ на опасных производственных объектах. Для повышения уровня квалификации, в ЗАО «КОРМАКО» проводятся внутренние курсы по коррозионному мониторингу и технической диагностике
Personnel In CORMACO company work high qualified personnel, which have been schooled and trained in the following courses: • • • ISO 9001: 2000 - Quality System ISO 14001: 1996 - Introduction of Environmental Management with a glance of Environmental Impact Assessment OHSAS 18001: 1999 - Safety management system - Introduction of Occupational safety and Health Management ROSTECHNADZOR - «Industrial Safety System of Hazardous Production Assets» RESEARCH INSTITUTE “ATMOSPHERE” - Software “ECOLOGIST” TRAINING UNIT ESRI «GEOINFORM» TYUMEN STATE UNIVERSITYArc/INFO AND Arc View (GIS) All employees of CJSC “CORMACO” have the permit-to-work in the hazardous production assets. For providing skill level enhancement In CJSC “CORMACO” internal courses on corrosion monitoring and inspection are carried out
Наши партнеры • ОАО «ТНК-ВР» БЕ Самотлор (ОАО «СНГ» , СНГДУ-2) БЕ Восток (ОАО «ННП» , ОАО «ВНГ» ) БЕ Оренбург (ОАО «Бузулукнефтегаз» ) ТНК-УВАТ • ОАО НК «РОСНЕФТЬ» ОАО «Томскнефть» ОАО «Самаранефтегаз» ОАО «Юганскнефтегаз» • • • ОАО «ГАЗПРОМНЕФТЬ» ООО «НОЯБРЬСКНЕНТЕГАЗ» ООО «ГАЗПРОМНЕФТЬ-ХАНТОС» • ОАО «РУССНЕФТЬ» • Salym Petroleum Development N. V. • Cormon Ltd. (Англия) • CAPCIS Ltd. (Англия)
Our partners • OJSC “TNK-BP” BU Samotlor (OJSC “SNG”, SNGDU-2) BU Vostok (OJSC “NNP”, OJSC “VNG”) BU Orenburg (OJSC “Buzuluk. Neftegas”) TNK-UVAT • OJSC NK “ROSNEFT” OJSC “TOMSKNEFT” OJSC “SAMARANEFTEGAZ” OJSC “YUGANSKNEFTEGAZ” • • • OJSC “GAZPROM NEFT” “NOYABRSKNEFTEGAZ” “GAZPROMNEFT- HANTOS” • OJSC “RUSSNEFT” • Salym Petroleum Development N. V. • CORMON Ltd. ( ENGLAND) • CAPCIS Ltd. ( ENGLAND)
Причины происхождения аварийности Accident origins Трубопроводная аналогия PIPELINE ANALOGY «Пирамида безопасности» “HEINRICH PYRAMID” Летальный исход LETHAL OUTCOME Тяжелая травма PERMANET INJURY Легкая травма LIGHT INJURY Аварийная ситуация EMERGENCY CONDITIONS Небезопасные действия UNSAFE ACTIONS 1 2 6 500 10000 Вывод из эксплуатации DECOMMISSIONING Серьезные последствия SERIOUS CONSEQUENCES Высокая аварийность HIGH ACCIDENT RATE Аварийная комбинация Параметров DANGEROUS RISKS COMBINATION Опасное бездействие. Игнорирование коррозии NEGLECT OF CORROSION
Причины и последствия аварийности. Пути решения проблемы Затраты Аварийность Время Отсутствие стратегии обеспечения целостности Наличие стратегии обеспечения целостности с начала эксплуатации «Авральные меры» при + возникновении проблемы коррозии + Плановые мероприятия = Аварийность, затраты, экономические и юридические санкции = Обеспечение требуемого ресурса, оптимизация затрат, предотвращение экологического ущерба
The causes and consequences of failures. The ways of solutions Cost Failure Time There is not integrity assurance strategy Since the beginning of operation start there is integrity assurance strategy + + “Emergency measure” when the failure took place Planned mitigation actions = Accident rate, costs, economic and law sanctions = Assurance of required life resource, cost optimization, prevention of ecological damage
«Традиционный» подход к обеспечению целостности Толщина стенки Действительная скорость коррозии δзапас2 Нормативная скорость коррозии δзапас1 δмин Нормативный ресурс, лет
The “conventional” approach to the integrity assurance Actual corrosion rate Wall thickness, WT WT initial 2 Normative corrosion rate WT initial 1 WT min allowable Normative resource, years
СТРАТЕГИЯ КОРРОЗИОННОГО МЕНЕДЖМЕНТА Оценка факторов риска / Оценка «критичности» Антикоррозионные мероприятия Диагностика / мониторинг
CORROSION MANAGEMENT STRATEGY Estimation of risk factors / Estimation of «criticality» Anticorrosive actions Diagnostic / monitoring
СХЕМА КОРРОЗИОННОГО МЕНЕДЖМЕНТА Трубопровод Постановка цели Обеспечение целостности трубопровода в течение нормативного срока эксплуатации = Т (ресурс) Допустимая потеря толщины = Δδдоп; Допустимая скорость коррозии = Vдоп Параметры Целевые значения Фактические/ прогнозные Потеря толщины = Δδфакт; Скорость коррозии = Vкор Сравнение целевых и фактических параметров да Ресурс Т нет обеспечивается ? üТехническая диагностика ü Контроль технологических характеристик üАнтикоррозионные мероприятия üМониторинг коррозии
CORROSION MANAGEMENT LAYOUT Pipeline’s mechanical integrity provision over normative operation life = T (Resource) Goal-setting Allowable Wall Thickness loss = ΔWTallow Allowable Corrosion Rate = Vcorr. allow Parameters Actual/ Target values Estimated Wall Thickness loss = ΔWT fact. Corrosion Rate = V corr. fact. Comparison the special and actual parameters Yes üTechnical diagnostics üMonitoring of processing characteristics Is the target Resource “T” met? No üMitigation actions üCorrosion monitoring
Фактические параметры и условие целостности Проектируемые трубопроводы Прогнозная скорость коррозии Vпрогн Допустимая скорость коррозии Vдоп Толщина стенки δзапас δмин Т
Actual parameters and integrity’s condition Design pipelines Predicted corrosion rate V pred Allowable corrosion rate Vcorr. allow. Wall thickness, WT WT initial WT min allowable. Т
Фактические параметры и условие целостности Эксплуатируемые трубопроводы Фактическая скорость коррозии Vкорр. Толщина стенки δзапас Допустимая потеря толщины Δδдоп. Фактическая потеря толщины Δδфакт Допустимая скорость коррозии Vдоп. Δδдоп δмин Ттек Т
Actual parameters and integrity’s condition Operated pipelines Actual corrosion rate Vcorr. act. Allowable Wall Thickness loss Actual Wall Thickness loss Allowable corrosion rate Vcorr. allow. ΔWT actual WT initial Wall Thickness, WT ΔWT actual Δδ all WT min allowable. Тcurr. Т
Антикоррозионные мероприятия Упреждающая замена Ингибиторная защита Коррозионностойкие трубы Огромные капитальные затраты на протяжении всего периода разработки месторождения Низкие капитальные затраты. Сравнительно высокие эксплуатационные затраты Крайне высокие единовременные капитальные затраты Неконтролируемый процесс коррозии Управление скоростью коррозии Отсутствие проблемы коррозии Невозможность (*) обеспечения целостности Обеспечение требуемого ресурса Возможность других механизмов разрушения
Mitigation actions PREEMPTIVE REPLACEMENT INHIBITOR PROTECTION CORROSIONRESISTANT PIPES ENORMOUS CAPEX OVER THE ALL PERIOD OF THE OILFIELD EXPLOITATION LOW CAPEX. COMPARATIVELY HIGH OPEX EXTREMELY HIGH LUMP - SUM COSTS UNCONTROLLED CORROSION MANAGEMENT “NO PROBLEM” DUE BY CORROSION PROCESS IMPOSSIBILITY OF INTEGRITY ASSURANCE OF GOAL LIFE RESOURCE POSSIBILITY of OTHER DAMAGE MECHANISMS
КОНТРОЛЬ ВЫПОЛНЕНИЯ УСЛОВИЯ ЦЕЛОСТНОСТИ CONTROL OF INTEGRITY CONDITION ACHIEVEMENT Периодическая проверка выполнения условий: Periodical checking of condition achievement Vкорр < VRкор. доп Vcorr < Vcorr. allow Δδфакт < Δδдоп ΔWTfact. < ΔWTallow Принятие своевременных мер при обнаружении негативных отклонений Provision of operational corrective steps when detecting negative deviations δзапас Толщина стенки, δ wall thickness, WT WT initial δмин WT min allowable. Т
Ингибиторная защита Требуемые параметры (пример) Фактическая скорость коррозии Vкорр = 2, 0 мм/год Допустимая скорость коррозии Vдоп= 0, 3 мм/год Толщина стенки Δзапас Δδдоп = 2 мм δмин Тэкспл = 3 года Т = 10 лет Необходимо так спроектировать ингибиторную защиту чтобы обеспечить скорость коррозии менее 0, 3 мм/год
Inhibitor protection Target parameters (example) Actual corrosion rate Vcorr. = 2, 0 mm/year Allowable corrosion rate Vallow = 0, 3 mm/year Wall Thickness, WT WT initial Δδallow. = 2 мм WT min allowable. Тexpl = 3 year Т = 10 year It is necessary to design the inhibitor protection so that meet corrosion rate level below 0, 3 mm/year.
Ингибиторная защита Требуемые параметры (пример) На первый взгляд достаточно подобрать ингибитор который обеспечит защитный эффект Z = ((2. 0 – 0. 3)/2. 0)*100 = 85 % при дозировке Д. Дозировка Требуемая дозировка Фактическая дозировка Время Обеспечить заданную дозировку Д в течении всего периода эксплуатации трубопровода технически невозможно t – время в течении которого дозировка ингибитора была ниже требуемой, а скорость коррозии превышала допустимую α - Доступность ингибирования, % времени в течении которого дозировка ингибитора была не менее требуемой α = ((Т- t) /Т) *100 При доступности 90 % ингибитор должен снижать скорость коррозии до 0, 09 мм/год, Z = 96 %.
Inhibitor protection Target parameters (example) On the face of it, it will be enough to select an inhibitor, which provides a degree of protection Z = ((2. 0 – 0. 3)/2. 0)*100 = 85 %, under the dosage D Dosage Performance dosage Actual dosage Time Technically it is impossible ensure the target dosage D over all the period of pipeline’s operation t - the period of time, when the inhibitor dosage was below the target dosage level and corrosion rate exceeded the allowable corrosion rate value α - Inhibition availability, % of time, when the inhibitor dosage was not less than the target dosage value α = ((Т- t) /Т) *100 With an 90% inhibition availability, the corrosion inhibitor must decrease corrosion rate to 0, 09 mm/year, providing a degree of protection Z = 96 %.
Ингибиторная защита Проектирование. Регламент üДоступность ингибирования; Целевые параметры / КПИ üСкорость коррозии; üПотеря толщины стенки Подбор ингибитора üТребуемая дозировка Технология ингибирования üТехнические средства ингибирования üОперации и мероприятия Мониторинг коррозии üМетоды контроля üТочки контроля коррозии üКачество продуктов Контроль ингибирования üИсполнение операций (КПИ) üДостижение целевых параметров Корректировка
Inhibitor protection Design. Regulation üInhibition availability; Key Performance Indicators /KPI üCorrosion rate üWall Thickness Loss CI selection üTarget dosage üChemical injection facilities Inhibition technology Corrosion monitoring Inhibition monitoring Corrective actions üOperations and arrangements üControl methods üCorrosion monitoring points üProducts’ Quality üActions Performance (KPI) üAchievement of goal/target parameters
Ингибиторная защита Выбор параметров Доступность ингибитора, % 75 85 95 Допустимая длительность подачи ингибитора с дозировкой ниже регламентной, суток в месяц 7 4 1 Экологические риски Типичный уровень скорости коррозии без ингибирования, мм/год Требования к остаточной скорости коррозии при ингибировании, мм/год Требования к защитному эффекту, % Средние Средневысокие Высокие < 0, 5 – 1, 0 > 1, 0 0, 1 0, 05 83 – 88 88 – 93 93 – 98
Inhibitor protection Parameters’ selection Inhibitor availability, % 75 85 95 7 4 1 Medium - high High < 0, 5 – 1, 0 > 1, 0 Desired/target residual corrosion rate under inhibition, mm/year 0, 1 0, 05 Desired/target protection effect, % 83 – 88 88 – 93 93 – 98 Allowable period of chemical injection with a dosage below the target level (days/months) Ecological risks Typical corrosion rate level without inhibition, mm/year
Тестирование и подбор химических реагентов ПРОИЗВОДИТЕЛИ Реагент А Реагент Б Реагент В Подбор и Тестирование всей номенклатуры нефтепромысловой химии ØИнгибиторы коррозии; ØИнгибиторы солеотложения; ØДеэмульгаторы; ØИнгибиторы парафино-отложения. Основная цель ЗАКАЗЧИК «Зашифрованные» пробы реагентов ЗАО «КОРМАКО» Результаты тестирования подбор химических реагентов оптимальных для промысловых систем Заказчика Основные принципы: ØКачество ØДостоверность ØНезависимость Порядок тестирования реагентов: ØАнализ промысловых систем ØЛабораторное тестирование ØТестирование в промысловых условиях ØОпытно-промышленные испытания
Chemical reagents’ testing & selecting MANUFACTURER Testing and selecting of oilfield chemical reagents ØCorrosion inhibitors; ØScale inhibitors; ØDemulsifiers; ØWax/Paraffin Inhibitors. Reagent А Reagent B Reagent V CUSTOMER «Ciphered» reagent samples CJSC “CORMACO” Results of testing Main objective Selection of optimum chemicals reagents for application in the Custumer’s oilfield systems Main principles: ØQuality ØReliability ØIndependence Chemical reagent Testing’s procedure ØAnalysis of the oilfield system ØLaboratory testing ØBench test in oilfield conditions ØPilot testing - oilfield trials
Тестирование и подбор ингибиторов коррозии Цель – подбор эффективных реагентов для защиты промысловых трубопроводов и оборудования Анализ технологических характеристик трубопроводов Выявление механизма коррозии Планирование тестирования Лабораторное тестирование Тестирование в промысловых условиях Опытно-промышленные испытания АСМ –электрохимическая установка, позволяющая использовать все известные электрохимические методы для тестирования ингибиторов. Электрохимические ячейки для тестирования ингибиторов в модельных средах. Проточные стендовые установки для тестирования ингибиторов в реальных промысловых средах. Приборы DCU-3, CEION для контроля коррозии при опытно-промышленных испытаниях.
Corrosion inhibitor Testing and Selecting Objective – Selection of effective chemical reagents for protection of oilfield pipelines and equipment Analysis of pipelines technological characteristics/ operational conditions Identification of corrosion mechanism Planning CI testing strategy Laboratory testing Testing in oilfield condition (Bench testing) Pilot testing (oilfield trials) АCM – Autonomous Electrochemical Station and field machines, allows the implementation of all standard electrochemical techniques available for CI chemical testing. Electrochemical test cell for corrosion inhibitor testing in modeling mediums/brines. Rig stands for CI testing in process streams. Implementation of DCU-III and CEION devices for corrosion monitoring under field trials
Мониторинг коррозии Проектирование Определение цели мониторинга Выбор параметров мониторинга Выбор места Исполнение измерительного устр. Метод измерения Работоспособность в данных условиях Чувствительность – Время отклика Требования к передаче данных (цепочка) Требования к анализу информации Регламент САРЕХ/ОРЕХ
Corrosion monitoring Design Definition of Monitoring Objective Selection of monitoring parameters Identification of monitoring location measuring devices’ configuration Measurement methods/techniques Suitability under given conditions Sensitivity – Response time Data Communication Requirement (links) Data analysis Requirement Regulation САРЕХ/ОРЕХ
Ингибиторная защита Контролируемые параметры Параметры системы трубопроводов: üРасход жидкости; üФазовый состав жидкости; Параметры, характеризующие эффективность снижения скорости коррозии: üФактическая доступность ингибирования; üХимический состав жидкости; üСкорость коррозии по данным коррозионного мониторинга; üСкорость потока, пристенные напряжения сдвига; üДозировка ингибитора; üТехнологические операции (кислотные обработки, промывки, ГРП и т. д. ); üОстаточное содержание ингибитора; üПотеря металла стенки трубопровода. Параметры работы дозировочных установок: üУровень ингибитора в расходной емкости; üПодача ингибитора; üНадежность и безотказность работы дозировочных установок. üKPI при контроле параметров трубопроводной системы – соблюдение периодичности получения и предоставления информации по технологическим параметрам трубопроводной системы; üKPI при контроле закачки ингибитора – технологические параметры, включая доступность ингибитора, соблюдение операций по контролю и корректировке дозировки или расхода ингибитора и заполнению расходной емкости и/или емкости для хранения реагента; üKPI при контроле работоспособности и надежности функционирования дозировочных установок – соблюдения графика технического обслуживания дозировочных установок; üKPI при контроле эффективности снижения скорости коррозии – показатели эффективности, соблюдение графика контроля эффективности ингибирования и контроля качества ингибитора.
Inhibitor protection Monitoring parameters Pipeline system’s process stream parameters: üProduction rate; üPhase fluid structure; üFluid chemical composition; üFlow rate; shear stresses üTechnological operations (Bottom Hole Treatment, cleanouts, Hydraulic Fracturing, etc. ); Parameters, which characterize corrosion inhibition effectiveness: üThe actual inhibition availability ; üCorrosion rate from corrosion monitoring dates; üCorrosion inhibitor dosage; üCorrosion Inhibitor Residuals; üWall thickness Loss. Performance Parameters of Corrosion inhibitor Injection facilities: üInhibitor tank level; üInhibitor injection rate; üSafety and reliability of CI injection facilities üKPI when controlling the pipeline systems’ parameters – Observance of the periodicity of data collecting and reporting about pipeline system’s process parameters; üKPI when controlling the inhibitor injection – technological parameters, including the inhibition availability, Observance of operation schedules on control and correction of dosage level or injection rate, refilling of chemical injection tanks and/or chemical storage tanks; üKPI when controlling the Safety and reliability of Chemical injection facilities – observance of the maintenance schedule of Chemical Injection facilities; üKPI when controlling corrosion inhibition effectiveness – effectiveness parameters, observance of schedule for control operations of the inhibition effectiveness and corrosion inhibitor’s quality.
Ингибиторная защита Организация контроля Механизм и скорость коррозии Система мониторинга ингибиторной защиты Мониторинг коррозии Факторы, влияющие на эффективность ингибирования Контроль Качества ингибиторов Постоянство подачи ингибитора в систему Контроль Технологии ингибирования KPI Достоверные структурированные данные Наличие ингибитора в критических точках системы KPI Оценка эффективности ингибирования Наличие отклонений Причины отклонений KPI – ключевые показатели исполнения, определяют полноту и качество выполнения запланированных мероприятий и операций
Inhibitor protection Monitoring arrangement Corrosion inhibitor Residual in critical sections of the system Factors, which impact the inhibition effectiveness inhibitor availability in the system Inhibitor protection monitoring system Corrosion monitoring KPI Reliable and structured data Corrosion mechanism and corrosion rate Inhibitors’ Quality Control Monitoring of inhibition technology KPI Evaluation of inhibition effectiveness Presence of deflection Causes of deflection KPI – key Performance Indicators define the completeness and performance quality of the planned actions and operations
Мониторинг коррозии Цели и задачи. Контролируемые параметры üУправление целостностью üУправление коррозией üУправление/оптимизация ингибирования üОптимизация диагностических обследований Параметры прямого мониторинга: üСкорость коррозии образцов и датчиков; üСкорость коррозии трубопровода Параметры косвенного мониторинга: ØДавление и температура ØПроизводительность трубопровода ØСостав продукции ØСкорость и гидродинамический режим потока ØСО 2, H 2 S, O 2, Fe 2+ ØСодержание остаточного ингибитора ØСодержание механических примесей ØПроводимые технологические операции, связанные с ремонтами скважин, кислотными обработками, ГРП и т. д.
Corrosion monitoring Goals and objectives. Monitoring parameters üIntegrity management üCorrosion management üManagement/inhibition optimization üOptimization of inspection planning Direct monitoring parameters: üCorrosion rate of the sensors and probe; üCorrosion rate of the pipeline Indirect monitoring parameters: ØPressure and temperature ØPipeline production rate ØFluid Composition Øflow rate and hydrodynamic regime ØСО 2, H 2 S, O 2, Fe 2+ ØCorrosion inhibitor Residual content ØMechanical solids content ØTechnological operations related to well repairs, acid treatment, hydraulic fracturing and others.
Мониторинг коррозии Выбор места контроля МОДЕЛИРОВАНИЕ Сбор и систематизация данных по паспортным характеристикам трубопроводов Создание компьютерной расчетной модели трубопроводных систем Данные по аварийности Коррозионно-гидравлический расчет БАЗА ДАННЫХ Определение участков с максимальной скоростью коррозии. Прогноз коррозионного состояния. Данные по диагностике
Corrosion monitoring Identification of monitoring locations MODELING Collection and systematization of pipeline’s ratings Computer calculation model of pipeline systems Failure rate Data Corrosion-hydraulic calculation Inspection and NDT Data DATABASE Definition of most corrosion vulnerable sections. Corrosion conditions forecast
Мониторинг коррозии Corrosion monitoring Выбор места контроля Selection of monitoring location
Мониторинг коррозии Узел контроля коррозии (УКК) – структурная единица системы коррозионного мониторинга Оперативный мониторинг – отслеживание изменений в системе. Контролируются параметры, позволяющие в режиме реального времени отслеживать изменение коррозионной агрессивности транспортируемых сред, определять причины негативных изменений и вовремя их устранять Контролируется: • Скорость коррозии датчиков и образцов-свидетелей; • Химический состав; • Технологические параметры. СО 2, H 2 S, O 2 Неразрушающий контроль – определение фактического износа стенки трубопроводов. Контролируется изменение толщины стенки трубопроводов на опасных участках. Вследствие длительности периода между замерами не позволяет оперативно управлять антикоррозионными мероприятиями. В совокупности с оперативным мониторингом позволяет надежно прогнозировать ресурс эксплуатации и управлять им.
Corrosion monitoring CORROSION MONITORING POINT (CMP) – the base unit of corrosion monitoring system Operational monitoring – Lurking of changes in the system. The control of parameters which enable the on-line lurking of changes on process fluid’s corrosion aggressiveness, and the determination of causes of negative deviations and timely respond. Controlled parameters: • The corrosion rate of probes and coupons; • Chemical compound; • Technological parameters. СО 2, H 2 S, O 2 Nondestructive inspection (NDT) – Determination of factual pipeline’s wall-thickness corrosive wear The change on pipeline's wall thickness is controlled in “corrosion hot spots”. NDT does not allow to operative manage the anticorrosive actions due to the required length periods between measurements. NDT in aggregate with operational monitoring allows the reliable forecasting of exploitation resource and manage it.
Мониторинг коррозии Выбор метода контроля Агрессивный поток Газовый Проводящий Жидкий Да Нет Общая коррозия Проводящий Да Нет Нет Общая коррозия Да Да FSM, RPCM, CEION, Электроcопротивление, Образцы - свидетели, УЗ-датчики FSM, RPCM, CEION Образцы-свидетели, Электросопротивление, УЗ-датчики, Электрохимические датчики: LPR Электрохимический шум Импеданс
Corrosion monitoring Selection of monitoring techniques Corrosiveness process medium Gaseous Conductive Liquid Yes No General Corrosion Conductive Yes No General Corrosion No No General Corrosion Yes FSM, RPCM, CEION, ER, Coupons, UT-probes FSM, RPCM, CEION Coupons, Electrical Resistance probes (ER), Ultrasonic thickness probes (UT), Electrochemical probes: LPR, Electrochemical noise, Impedance
Мониторинг коррозии Определение чувствительности и времени отклика системы мониторинга Система мониторинга будет полезной, если она задействует методы измерений, способные своевременно выявить возникновение неблагоприятных условий, в которых происходит рост скорости коррозии. Такая способность может быть описана двумя свойствами – чувствительностью и временем отклика системы. Чувствительность S (от Sensitivity) – способность метода (системы) мониторинга зафиксировать определенную скорость коррозии. Время отклика RT (от Response Time) – время, необходимое методу (системе) мониторинга, чтобы зафиксировать соответствующую потерю толщины (стенки или чувствительного элемента) RT S Толщина стенки δзапас δмин Т
Corrosion monitoring Determination of Sensitivity and Response Time of the monitoring system The monitoring system will be useful, if the operated measuring techniques enable the timely revealing of undesirable conditions which aggravate the corrosive situation. This capability can be described by means of two properties – the Sensitivity and the Response time of the system. Sensitivity S (от Sensitivity) – of a method (system) to detect a certain corrosion rate. Response Time. RT (от Response Time) – time, required by the method (system) for detecting such wall (sensor) loss thickness. RT S THE WALL THICKNESS δspare δмin Т
Мониторинг коррозии Определение чувствительности и времени отклика системы мониторинга Цель мониторинга Диапазон чувствительности Диапазон времени отклика Тесты, испытания 0, 1 – 10 мм/год 1 час – 1 сутки Управление ингибированием 0, 1 – 10 мм/год 12 час – 6 суток Мониторинг антикоррозионных мероприятий (критические трубопроводы, возмущения в системах) 1, 0 – 10 мм/год 6 час – 3 суток Мониторинг антикоррозионных мероприятий (подтверждение эффективности) 0, 1 – 3, 0 мм/год 1 нед. – 3 мес. Планирование диагностических обследований 0, 2 – 10 мм/год 1 мес. – 6 мес. Диагностические обследования 1, 0 – 10 мм/год 6 мес. – 10 лет
Corrosion monitoring Determination of Sensitivity and Response Time of the monitoring system Objective monitoring Sensitive range Response time Corrosion tests 0, 1 – 10 mm/year 1 hour– 1 day Inhibition control 0, 1 – 10 mm/year 12 hour– 6 day Corrosion control monitoring (critical pipelines, upset conditions) 1, 0 – 10 mm/year 6 hour– 3 day Corrosion control monitoring (control performance monitoring) 0, 1 – 3, 0 mm/year 1 week– 3 month Inspection planning 0, 2 – 10 mm/year 1 month– 6 month Inspection 1, 0 – 10 mm/year 6 month – 10 year
Мониторинг коррозии Регламент мониторинга 1 Формулировка цели мониторинга 2 Анализ трубопроводной системы 2. 1 Паспортизация; 2. 2 Разработка электронных карт (ГИС); 2. 3 Коррозионно-гидравлические расчеты; 2. 4 Анализ данных диагностики и статистики аварийности; 2. 5 Определение механизма коррозии и выявление опасных участков 3 Контролируемые параметры 4 Узлы контроля коррозии (УКК) 4. 1 Контролируемые параметры; 4. 2 Места установки; 4. 3 Оборудование; 4. 4 Исполнение УКК 5 Организация работ 5. 1 Порядок взаимодействия служб Компании и Подрядчика по коррозионному мониторингу; 5. 2 Система документооборота; 5. 3 Графики технического и эксплуатационного обслуживания УКК. 6 Охрана труда и окружающей среды
Corrosion monitoring regulation 1 Definition of Monitoring Objective 2 Analysis of the pipeline’s system 2. 1 Certification; 2. 2 Development of digital maps (GIS); 2. 3 Corrosion-hydraulic calculations; 2. 4 Inspection data and failure’s statistics analysis; 2. 5 Determining corrosion mechanism and corrosion vulnerable sections. 3 Monitoring parameters 4 Corrosion monitoring points (CMP) 4. 1 Monitoring parameters; 4. 2 Monitoring locations; 4. 3 Equipment; 4. 4 Corrosion monitoring points’ configuration 5 Management 5. 1 Interaction scheme between the Company and Contractor on corrosion monitoring; 5. 2 Workflow system; 5. 3 Schedules of operational and technical servicing of CMP. 6 Occupational safety and environmental protection
Мониторинг коррозии Внедрение системы мониторинга предварительный анализ трубопроводных систем Выбор мест расположения точек контроля Обследование трассы трубопроводов на участках с выявленной опасностью коррозии Определение предварительных мест размещения точек контроля с учетом Определение коррозионного износа стенки трубопровода в выбранных точках контроля средствами неразрушающего контроля Окончательный выбор мест расположения точек контроля Выбор средств и методов коррозионного мониторинга Выбор методов коррозионного контроля Выбор исполнения и чувствительности измерительных устройств Разработка регламента мониторинга коррозии
Corrosion monitoring Implementation of monitoring system Preliminary analysis of the pipeline system Analysis of the scheme, technical parameters and indices of pipeline reliability Information gathering and analysis of pipeline system’s scheme Hydraulic calculation (flow patterns. structure of process fluid) Analysis of applied anticorrosive protection system and monitoring locations Identification of most corrosion vulnerable pipeline sections and factors of most influence on the failure rates Formulation of monitoring objectives for the different pipeline system Selection of monitoring parameters in accordance to the monitoring objective Identification of monitoring locations Examination of pipeline’s sections with revealed corrosion risk Definition of the preliminary corrosion monitoring points location NDT inspection of wall thickness’ corrosion wear in the preliminary selected monitoring locations Final choice of monitoring locations Selection of corrosion monitoring methods and techniques Selection of corrosion monitoring methods Selection of measuring devices’ configuration and sensitivity Development of Corrosion Monitoring regulation
Исполнение и контроль Общая структура управления целостностью Планирование Стратегия Целевые показатели Оценка рисков Бизнес-процесс Исполнение Коррозионный мониторинг Бизнес-процесс Антикоррозионная защита Ключевые показатели исполнения (КПИ) Бизнес-процесс Техническая диагностика Оценка эффективности Результаты Достижение требуемых КПИ ? Достижение целевых показателей ? Определение отклонений Корректировка Управление
Performance and monitoring General structure of the integrity management Planning Strategy Targets Risk Assessment Business process Performance Corrosion monitoring Business process Anticorrosive protection Key Performance Indicators (КPI) Business process Technical diagnostics Effectiveness assessment Results Are the KPI achieved ? Are targets met? Determination of deflections Adjustment Management
Исполнение и контроль Критерии эффективности ДОСТИЖЕНИЕ ЦЕЛЕВЫХ ПАРАМЕТРОВ ЭФФЕКТИВНОЕ ИСПОЛНЕНИЕ ПРОЦЕССОВ Снижение скорости коррозии üСкорость коррозии по данным коррозионного мониторинга; üПотеря металла стенки трубопровода на критических участках по данным неразрушающего контроля. üОстаточное содержание ингибитора на критических и конечных участках; Обеспечение безаварийной эксплуатации в течении заданного срока эксплуатации. Констатирует факт эффективности мероприятий по противокоррозионной защите КЛЮЧЕВЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ИСПОЛНЕНИЯ (КПИ) Ингибирование Мониторинг üФактическая доступность ингибирования; üСоблюдение графика операций по мониторингу скорости коррозии; üДозировка ингибитора на критических и конечных участках трубопроводов; üСоблюдение графика операций по контролю и корректировке дозировки или расхода ингибитора üСоблюдение графика технического обслуживания дозировочных установок üСоблюдение периодичности контроля технологических параметров трубопроводов; üСоблюдение графика контроля качества ингибиторов; üСоблюдение графика замеров толщины стенки
Performance and monitoring Performance criteria ACHIEVEMENT OF TARGET PARAMETERS The assurance of no- failure operation during the target period of exploitation ascertains the fact of mitigation measures’ effectiveness. EFFECTIVE PROCESSES PERFORMANCE Corrosion rate reduction üCorrosion rate according to corrosion monitoring data; üLoss metal of the pipeline’s wall thickness on critical sections, according to NDT inspection data. üCorrosion inhibitor residual in critical section and pipe end; KEY PERFORMANCE INDICATORS (КPI) Inhibition Monitoring üFactual inhibition availability; üObservance of the schedule of operations on monitoring corrosion; üInhibitor’s dosage in the critical sections and pipes’ end; üObservance of operations’ schedule for control and adjustment of dosage and chemical flow rate üObservance of servicing schedule of dosing devices üObservance of periodicity of control of pipeline’s technological parameters üObservance of the schedule of inhibitor quality control; üObservance of the schedule of wall thickness measurements
Практика ингибирования Пример: УПСВ «Крапивинское» - ЦППН «Пионерный» üПротяженность – 200 км üРасход – 10000 м 3/сут üОбводненность ~ 5 % Механизм коррозии: коррозия в местах образования водных скоплений Текущая ситуация Ингибирование Постоянное дозирование, водорастворимые ингибиторы, дозировка 20 – 25 г/м 3 Доступность ингибирования – 67 % Мониторинг 3 узла контроля коррозии. Контролируемые параметры: üСкорость коррозии образцов-свидетелй; üХимический состав; üСтруктура потока; üОстаточное содержание ингибитора.
Inhibition practice Example: BPS «Crapivinskoe» - CPP «Pionernyiy» üPipe range – 200 km Corrosion mechanism: corrosion in the water accumulation places üFlow rate – 10 000 m 3/day üWater cut ~ 5 % Present situation Inhibition Continuous injection , water-soluble inhibitors, dosage 20 -25 ppm Inhibition Availability – 67 % Monitoring 3 corrosion monitoring points. Monitoring parameters: üCorrosion rate of coupons; üWater Chemical composition üFlow pattern; üInhibitor residual content.
Практика ингибирования Пример: УПСВ «Крапивинское» - ЦППН «Пионерный» Недостатки существующей схемы мониторинга Пути увеличения эффективности мониторинга Опасный фактор – водные скопления Образцы-свидетели не находятся в постоянном контакте с коррозионноактивной водой Локализация пониженных участков трассы трубопровода Выборочная толщинометрия Отсутствуют оперативные данные об агрессивности среды Выявление участков с повышенным коррозионным износом ОТСУТСТВУЮТ ДАННЫЕ ПО ФАКТИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИНГИБИРОВАНИЯ Оборудование узлов контроля Не проводятся мероприятия по неразрушающему контролю Оперативный мониторинг – датчики ER по нижней образующей ОТСУТСТВУЮТ ДАННЫЕ ПО ФАКТИЧЕСКОЙ СКОРОСТИ КОРРОЗИИ ТРУБОПРОВОДА Диагностика – стационарные ультразвуковые датчики или периодическая толщинометрия переносными приборами
Inhibition practice Example: BPS «Crapivinskoe» - CPP «Pionernyiy» Shortcomings of the current corrosion monitoring Risk factor – water accumulation The coupon there aren’t in continuous contact with the corrosion active water There aren’t operational data about medium’s aggressiveness Ways of monitoring performance enhancement Risk factor – water accumulation Localization of declined sections of the pipeline route Selective measuring of wall thickness Identification of sections with high corrosion wear There aren’t data about factual inhibition effectiveness NDT inspection actions are not Run There aren’t data about the factual pipeline’s corrosion rate Arrangement of monitoring points Operational monitoring - ER probes installation at the bottom generating line of the pipe Diagnosis – stationary ultrasonic probe or periodical selective measuring of wall thickness via handheld devices
Предлагаемая структура взаимодействия Генеральный директор Главный инженер Технический Отдел Руководитель группы Отдел технического надзора Прогнозирующее моделирование процессов коррозии. Система принятия решений на основе оценки рисков. Мониторинг коррозии. Диагностические обследования Стратегия/Программа химической защиты. Программы контроля и испытаний. Текущая отчетность. Базы данных и административная информация.
Proposed interaction structure General Director Chief-engineer Technical production’s department Team manager Engineering supervision’s department Predictive modeling of corrosion processes. Risk based decision taking system. Corrosion monitoring. Diagnostic inspections Strategy/Program of the chemical protection. Programs for control and testing. Current reporting. Databases and administrative information.
Предлагаемая структура группы КОРМАКО по обеспечению эксплуатационной надежности РУКОВОДИТЕЛЬ ГРУППЫ ЦЕЛОСТНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ НЕФТЯНАЯ КОМПАНИЯ Руководитель Группы Целостности Трубопроводов ЗАО «КОРМАКО» Инженер - коррозионист Инженер по планированию/системам управления Инженер - химик
Proposed structure of “CORMACO” team on maintainability engineering PIPELINE’S INTEGRITY TEAM MANAGER OIL COMPANY Pipeline’s integrity Team Manager Company “CORMACO” Corrosion engineer Planning engineer/ control system Chemical engineer
Предлагаемая схема взаимодействия с КОРМАКО Управление Компании Система Оценки Проектно-Технологический Сектор Рисков Экспертиза Проектов и текущих Операций Система Сектор ИТ обработки Интеграция Прикладных Программ информации Система выбора ингибиторов СТРАТЕГИЯ Лаборатория Коррозии и ингибирования Моделирование коррозии Выбор ингибиторов База Данных КОРМАКО Программа Служба Эксплуатации Трубопроводов Мероприятия ЦЕХ Трубопроводные системы Остат. Вынос Режим Скорость Дозировка Толщ. осадков течения коррозии ИК
Proposed interaction scheme with “CORMACO” Accident Conse quence risk MANAGEMENT Pipeline 1 Pipeline 2 Pipeline 3 Risk A D G J B E H C F I L Critical corrosion rate STRATEGY Pigging periodicity Risk Assessment System Projecting and Technological Department Expertise of Design and on-going operations Data processing system IT Department Integration of application software K Pipeline 1 Inhibitor dosage CORMACO Range Pipeline 2 Pipeline 3 A K D B L D X Y Z Inhibitor selecting system Corrosion and inhibition Laboratory Corrosion modeling Inhibitors’ selecting Database CORMACO Program Pipeline Maintenance Service Corrosion control/ monitoring PRODUCTION UNIT Pipeline’s systems Remnant wall thickness Pigging Flow regime Corrosion rate Corrosion Inhibitor dosage
ЗАО «КОРМАКО» Приборная база ЗАО «КОРМАКО» обладает обширной приборной базой для проведения работ по коррозионному мониторингу • • Производство оборудования для коррозионного мониторинга: Лубрикаторы Образцы-свидетели Оборудование имеет сертификат Росстандарта Обширная приборная база для неразрушающего контроля Наша компания является официальным представителем в РФ английской компании Cormon Ltd. – лидером по производству оборудования для коррозионного мониторинга
CJSC “CORMACO” Instrumental base CJSC “CORMACO” have comprehensive instrument supplies for realization of corrosion monitoring works • • Production of equipments for corrosion monitoring: Packing glands Coupons Equipments have certification of Rosstandart Comprehensive Instrument supplies for NDT inspection Our company is exclusive authorized and approved agent and distributor in Russia for Cormon ltd. - leader of production of equipments for corrosion monitoring.
ЗАО «КОРМАКО» CORMON – Мировой лидер в производстве оборудования для коррозионного мониторинга. Многое оборудование производимое CORMON по своим техническим характеристикам не имеет аналогов в мире. Это в первую очередь приборы и датчики замера скорости коррозии технологии CEION и ее «упрощенный» вариант DCU-3. ЗАО «КОРМАКО» - Эксклюзивный Дистрибьютор продукции Cormon Ltd. на территории РФ. Мы имеем Сертификат который позволяет нам тестировать, отбраковывать и ремонтировать продукцию Cormon Ltd. в РФ. ЗАО «КОРМАКО» может поставлять, обслуживать оборудование CORMON, а также проводить обучение сотрудников Заказчика работе с коррозионным оборудованием. Квалифицированный подбор оборудования ØПриборы для коррозионного мониторинга – DCU-2, DCU-3, CEION; ØУстройства доступа высокого и низкого давления; ØУстройства для холодной врезки.
CJSC “CORMACO” CORMON – World leader on production of corrosion monitoring equipment. Some equipments produced by CORMON don’t have analogy of technical characteristics. These are CEION devices and probes for corrosion rate monitoring and its “single” model DCU-3. CORMACO - exclusive authorized and approved agents and distributors in Russia for Cormon ltd. We have Certification of Authorized and approved to check, screen and repair Cormon products in Russia CORMACO can supply, and service equipments CORMON, so as realize training of the Customer’s personnel on the application/operation of corrosion monitoring equipments. Qualified selection of the equipments ØCorrosion monitoring devices – DCU 2, DCU 3, CEION; Ø 2’’ High pressure and retractable Low pressure access systems; ØHot tap instrument / tools
Методы контроля коррозии Гравиметрический метод Образцы-свидетели. Достоинства – применимость во всех средах, низкие затраты. Недостаток – длительный период экспозиции. Область применения – для контроля коррозии трубопроводов со стабильными характеристиками, при штатном режиме ингибиторной защиты. Электрохимические методы Метод электросопротивления (ER). Достоинства – применимость во всех средах, низкие затраты. Область применения – для контроля коррозии трубопроводов с нестабильными характеристиками, при оптимизации ингибиторной защиты и опытно-промышленных испытаниях. Метод поляризационного сопротивления (LPR). Достоинства – малое время между замерами. Недостаток – возможность применения только в электропроводящих средах. Область применения – для контроля коррозии трубопроводов с нестабильными характеристиками, при оптимизации ингибиторной защиты и опытно-промышленных испытаниях.
Corrosion monitoring Methods Gravimetric method Coupons. Advantage – suitability in all mediums, low expenses. Shortcoming – long period of exposition are required Application area – for corrosion monitoring of the pipelines with stabile characteristics, for monitoring of regular regime of inhibitor protection. Electrochemical methods Electrical Resistance method (ER). Advantage – suitability in all mediums, low expenses. Application area – for pipelines corrosion monitoring with nonstabile characteristics, optimization of inhibitor protection and oil field trials / pilot testing Linear Polarization Resistance (LPR). Advantage – little period of time between measurements. Shortcoming – suitable in electroconductive mediums only. Application area – for pipelines corrosion monitoring with nonstabile characteristics, optimization of inhibitor protection and field trials / pilot testing
Обслуживание УКК - получение и систематизация первичной информации о скорости коррозии трубопроводов ЭКСПЛУАТАЦИОННОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ УЗЛОВ КОНТРОЛЯ Установка и извлечение образцов-свидетелей коррозии Ø Отбор проб для химического анализа среды Ø Отбор проб для анализа послойной неоднородности потока Ø Отбор проб для анализа остаточного содержания ингибитора коррозии Ø Установка и извлечение биодатчиков Ø Отбор проб на содержание плавающих форм СВБ Ø Перезагрузка файлов данных из блоков памяти записывающих приборов типа LPR и ER Ø Измерение толщины стенки трубопровода ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ УЗЛОВ КОНТРОЛЯ Ø Тестирование технических средств измерения Ø Комплектация и паспортизация технических средств измерения Ø Обустройство узла контроля коррозии Ø Ревизия узла контроля коррозии СИСТЕМА ДОКУМЕНТООБОРОТА Ø Паспорта и каталоги Ø Графики проведения работ Ø Акты выполненных работ Ø Отчеты
Maintenance of Corrosion Monitoring Point – Data accessing and systematization of information about pipeline corrosion rate OPERATIONAL SERVICE Ø Installing and removal of corrosion coupons Ø Sampling for chemical analysis Ø Sampling for analysis of flow patterns Ø Sampling for analysis of corrosion inhibitor residual content Ø Installing and removal of biosensors Ø Sampling for analysis of SRB content Ø Data loading from data loggers and collecting units type LPR и ER Ø Pipeline Wall thickness measuring TECHNICAL SERVICE Ø Testing of measurement instrumentation Ø Packaging and characterization of measurement technical devices Ø Arrangement of Corrosion Monitoring Points Ø Inspection of Corrosion Monitoring Points WORKFLOW SYSTEM Ø Passports and catalogues Ø Production schedules Ø Statements of performed works Ø Reports
Анализ информации Результаты мониторинга скорости коррозии ØСкорость коррозии Систематизация информации ØСтруктура потока ØХимический состав БАЗА ДАННЫХ ØОстаточное содержание ингибитора Технологические параметры трубопроводов ØРасход жидкости ØОбводненность ØКислотные обработки, промывки и т. п. Ингибиторная защита Коррозионно-гидравлические расчеты Анализ информации Формирование отчетности ØДозировка ингибитора ØПериодичность обработок Заказчик
Analysis of information Corrosion rate monitoring data ØCorrosion rate Systematization of information ØFlow pattern ØChemical composition Databases ØInhibitor residual content Pipelines’ technological parameters Corrosion-hydraulic calculation ØProduction rate ØWater cut ØAcidizing, flashing-out, others. Inhibitor protection Analysis of Information Reporting ØInhibitor’s dosage ØTreatment’s periodicity Customer
Основной подход ЗАО «КОРМАКО» к коррозионному мониторингу: Мониторинг коррозии – производственный процесс с налаженной системой, получения, обработки данных и своевременного предоставления Заказчику информации о коррозионном состоянии трубопроводов Планы, графики ЗАО «КОРМАКО» Производственная база Обслуживание узлов контроля коррозии Лаборатория Приборная база Обработка и анализ данных Отдел АСУ Отдел ГИС Автопарк База данных, Унифицированные формы отчетности ЗАКАЗЧИК
CJSC “CORMACO” main approach to corrosion monitoring: Corrosion monitoring – flow process with organized system of data accessing, processing and timely reporting the Customer about pipeline's corrosion conditions Plans, schedules CJSC “CORMACO” Production base Servicing of Corrosion Monitoring Points Laboratory Instrumental base Data processing and analysis Department of Automatized Control systems Department GIS Databases, unified Reporting forms Customer
Контроль ингибиторной защиты Образцы-свидетели Приборы электросопротивления Дозировка – 12 г/т, скорость коррозии 2, 76 мм/год Дозировка – 14 г/т, скорость коррозии 0, 46 мм/год Дозировка – 18 - 20 г/т, скорость коррозии 0, 006 мм/год
Inhibitor protection monitoring Electrical Resistance Corrosion Coupons 2. 7655 18 2 14 1. 5 15 20 18 15 14 12 12 10 1 0. 4647 0. 0056 0. 0052 0. 006 29. 11. 2004 25. 02. 2005 24. 05. 2005 01. 08. 2005 2 0 5 3 26. 08. 2004 29. 11. 2004 0. 5 23. 06. 2004 26. 08. 2004 Corrosion rate, мм/year 2. 5 25 Corrosion rate of the coupons, мм/year Inhibitor’s dosage, g/g Inhibition residual, г/т 20 Inhibitor’s dosage, g/g 3 0 Dosage Corrosion rate – 12 g/т, – 2, 76 мм/year Dosage Corrosion rate – 14 g/т, – 0, 46 мм/year Dosage Corrosion rate – 18 - 20 g/т, – 0, 006 мм/year
ЗАО «КОРМАКО» Диагностика и неразрушающий контроль Область аттестации 1. Объекты котлонадзора: 1. 3. Сосуды, работающие под давлением свыше 0, 07 МПа 6. Оборудование нефтяной и газовой промышленности: 6. 2. Оборудование для эксплуатации скважин 6. 5. Газонефтепродуктопроводы 6. 6. Резервуары для нефти и нефтепродуктов 8. Оборудование взрывопожароопасных и химически опасных производств: 8. 12. Технологические трубопроводы Методы неразрушающего контроля 1. Акустический вид контроля: 1. 1. Ультразвуковая дефектоскопия 1. 2. Ультразвуковая толщинометрия 2. Визуальный и измерительный контроль 3. Твердометрия
CJSC “CORMACO” Diagnostics and NDT inspection Accreditation area 1. Boiler tube: 1. 3. Pressurized Vessels (over 0, 07 МPа) 6. Oil/gas industrial equipments: 6. 2. Well production equipments 6. 5. Oil and gas pipelines 6. 6. Oil/oil products reservoirs 8. Explosive/fire-hazardous and chemical hazardous production equipment: 8. 12. Industrial pipelines Nondestructive Test’s methods 1. Acoustical control: 1. 1. Ultrasonic flaw detention 1. 2. wall thickness’ ultrasonic measuring 2. Visual and measuring control 3. Hardness testing
ЗАО «КОРМАКО» Разработка документации Противокоррозионная защита СТАНДАРТЫ КОМПАНИИ Коррозионный менеджмент Управление целостностью Разделы проектов обустройства НТД и ПСД Оценка рисков Организация эксплуатации Коррозионный мониторинг Ингибиторная защита Неразрушающий контроль РЕГЛАМЕНТЫ Очистка полости трубопроводов Эксплуатация трубопроводов Охрана труда Ликвидация аварий
CJSC “CORMACO” Development of Normative documentation Anticorrosive protection STANDARDS OF COMPANY Corrosion management Integrity Management Sections of construction projects GUIDELINES Risk assessment Organization of operation Corrosion monitoring Inhibitor protection Nondestructive Test inspection REGULATIONS Clean-out / pigging of pipeline Maintenance of pipelines Industrial Safety Accident elimination
ЗАО «КОРМАКО» Геоинформационные системы Тематические карты Маркшейдерские карты Космоснимки Принципиальные схемы Сбор картографической информации База данных ГИС Схемы Система глобального позиционирования (GPS) - сбор информации на месте Электронные карты Топографические карты
CJSC «CORMACO» GIS TECHNOLOGIES Survey maps Subject maps Space photo Schematic diagrams Cartographic information gathering GIS Database Схемы Global Positioning System (GPS) – information acquisition in-situ Digital mapping Topographic maps
ЗАО «КОРМАКО» ЭКОЛОГИЯ üПроведение Экологического эксплуатируемых предприятием. мониторинга территорий, üРазработка «ПРОЕКТА НОРМАТИВОВ ДОПУСТИМЫХ ВЫБРОСОВ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ АТМОСФЕРУ» природопользователя. ПРЕДЕЛЬНО ВЕЩЕСТВ В üРазработка «ЭКОЛОГИЧЕСКОГО ПРИРОДОПОЛЬЗОВАТЕЛЯ» ПАСПОРТА üРазработка «ПЛАНА ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ И ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙНЫХ РАЗЛИВОВ НЕФТИ НА ОБЪЕКТАХ ДОБЫЧИ, ПЕРЕРАБОТКИ, ХРАНЕНИЯ, И ТРАНСПОРТИРОВКИ НЕФТИ» . üРазработка раздела «ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ» в технологических регламентах на эксплуатацию промысловых трубопроводов и установок промысловой подготовки нефти.
CJSC “CORMACO” ECOLOGY üEcological monitoring of the areas exploited by the Company. üDevelopment of «PROJECT OF NORMATIVE ON MAXIMUM PERMISSIBLE DISCHARGES OF POLLUTING SUBSTANCES TO THE ATMOSPHERE» . üDevelopment of «ECOLOGICAL PASSPORT OF THE COMPANY» üDevelopment of «OIL SPILL RESPONSE PLAN in OIL PRODUCTION, PROCESSING , STORAGE AND TRANSPORT FACILITIES» . üDevelopment of the section «ENVIRONMENTAL PROTECTION» of the technological regulations for the exploitation of oil field pipelines and oil treatment facilities.
Менеджмент компании Company Managers • • • Директор: Гончаров Валерий Александрович E-mail: Goncharov. VA@cormaco. ru Исполнительный директор: Хусаинов Мансур Анварович E-mail: Khusainov. MA@cormaco. ru Зам. Директора по науке: Гамез Рикардо Солано E-mail: Ricardo@cormaco. ru тел. +7 (3466) 41 -51 -49, тел. /факс +7 (3466) 41 -51 -46 • Director: Valery A. Goncharov E-mail: Goncharov. VA@cormaco. ru • Executive Director: Mansour A. Khusainov E-mail: Khusainov. MA@cormaco. ru • Deputy Director on researches: Ricardo S. Gamez E-mail: Ricardo@cormaco. ru Phone. +7 (3466) 41 -51 -49, Phone/Fax +7 (3466) 41 -51 -46
Скачать презентацию УПРАВЛЕНИЕ КОРРОЗИЕЙ Закрытое акционерное общество КОРМАКО CJSC CORMACO
4a55d82d8191f701664e39d8f77e0eac.ppt