Оценка коррозионного износа нефтепромыслового оборудования в режиме реального времени. Перспективы и ожидания

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Оценка коррозионного износа нефтепромыслового оборудования в режиме реального времени. Перспективы и ожидания

В соответствии с современными требованиями, предъявляемыми к предприятиям нефтедобычи по обеспечению промышленной безопасности, можно отметить ряд направлений по антикоррозионным мероприятиям, требующих:

· Повышения уровня экологического и технического контроля;

· Повышения управляемости и прогнозируемости коррозионных процессов при переработке сырья;

· Рациональной организации системы мониторинга за коррозионной обстановкой и подачи химических реагентов обеспечивает достижение более 90% уровня защиты системы и многократное снижение аварийности.

· Обеспечение условий для увеличения межремонтного пробега технологического оборудования, за счет повышения управляемости и прогнозируемости процессов переработки.

· Накопления и систематизации данных, позволяющих подготовить обоснование для перехода к эксплуатации оборудования по текущему состоянию.

Процессы коррозии на объектах нефтедобычи определяются с одной стороны коррозионной агрессивностью технологических сред, с другой, химической устойчивостью металла, из которого изготовлено технологическое оборудование, то есть его коррозионной стойкостью.

На установках подготовки нефти наибольшей агрессивностью по отношению к металлу аппаратов и трубопроводов обладают технологические среды, содержащие в своем составе воду с растворенными в ней кислородом воздуха и минеральными солями, хлороводород, сероводород, растворы гидроксида натрия.

По мнению ведущих западных и российских специалистов 1,2 занимающихся изучением коррозионного износа нефтяного оборудования, можно выделить ряд существенных факторов, с которыми можно столкнуться в перспективе:

· повышение серосодержащих соединений.

· неподготовленность оборудования для переработки высокосернистых тяжелых нефтей.

· увеличение рисков, ведущих к отказам оборудования из-за коррозии, особенно при простое технологических установок.

· усиление влияния коррозионно-активных соединений (сера, соли, сернистых соединений и органических хлоридов).

Данное предположение связано с реальными прогнозами Европейской комиссии ЕС по увеличению добычи высокосернистой и тяжелой нефти до 2020 года.

В первую очередь в условиях изменения коррозионной активности рабочей среды и нестабильной эксплуатации оборудования коррозионному износу подвержены колонны, емкости, корпуса теплообменников и трубопроводы. В этих условиях помимо общей коррозии серьезной проблемой для целостности оборудования являются локальные виды коррозии (питтинговая, язвенная, межкристаллитная) а также коррозионное растрескивание, при этом прогнозирование и контроль существующими средствами в настоящее время крайне сложен и неоднозначен.

На процессы протекания локальных видов коррозии и коррозионного растрескивания существенное влияние оказывает ряд специфических факторов эксплуатации оборудования технологических установок.

К таким специфическим факторам следует отнести:

* применение химико-технологических методов защиты оборудования, в т.ч. и с использованием ингибиторов.

* проведение операции пропаривания аппаратов и трубопроводов перед проведением ремонтных работ с образованием коррозионно-агрессивных конденсатов.

* простои оборудования при проведении ремонтных работ или по другим причинам, при наличии в оборудовании коррозионно-агрессивных отложений совместно с атмосферной влагой и кислородом воздуха.

Решение проблемы антикоррозионной защиты оборудования объектов нефтедобычи, невозможно без проведения детального анализа особенностей и причин коррозионного поражения металла при эксплуатации, как в регламентных, так и отличающихся от регламентных режимах. Существенную роль имеет человеческий фактор и системная методология по контролю рабочей среды и антикоррозионных мероприятий, проводимых при нейтрализации коррозионно-активных элементов, присутствующих в рабочей среде, в процессе добычи и подготовки нефти. В настоящее время большинство специалистов воспринимают коррозионный процесс как постоянный и стабильный процесс, за основу которого взяты работы по фиксированные скорости коррозии с течением времени. Обычно период определения скорости коррозии составляет один раз в месяц. К сожалению, в реальных условиях ситуация по влиянию коррозионно-активных элементов на процессы коррозии несет в себе иной характер, связанный прежде всего с изменением условий и состава среды на установках подготовки нефти. Исследования показали, что коррозия может возникнуть в связи с изменением условий процесса добычи, даже после нескольких лет стабильного обслуживания, и приводит к интенсивной точечной коррозии. Как правило, коррозией занимаются специалисты по коррозии только тогда, когда проблема стала критической и как только она будет решена, все возвращается к «нормальному» рутинному способу организации работы до следующего «неожиданного» проявления коррозии. В большинстве случаев, при организации антикоррозионных мероприятий проводят мониторинг коррозии с применением автономных средств измерений на основе методов потери веса (купоны), ультразвуковой толщинометрии (УЗТ) и аналитического контроля среды. При этом получаемая информация о коррозионном износе оборудования не имеет переменных процесса во времени, а лишь данные среднестатистических измерений, что является недостаточно для определения причин и условий коррозионной активности среды.

Анализ эффективности антикоррозионных мероприятий на предприятиях нефтедобычи в РФ в настоящее время показал, что существует большая зависимость оперативности получения данных о коррозионной активности рабочих сред и своевременности необходимых работ с последующей оценкой, анализом и выводами полученных результатов. При получении выводов важно иметь систематическую оценку применяемых методов контроля с учетом риска возможных отказов на фактически опасных направлениях оборудования, а также применения профилактических мер и мероприятий, наилучшим образом снижающих вероятность и риск отказа поврежденных элементов.

Анти - коррозионные мероприятия могут дать эффект только в том случае, когда увеличит человеческий потенциал в выполнении правильных решений. Примеры неправильного использования мер борьбы против коррозии - такие как неправильный выбор и применение ингибиторов и их концентрации, материальное исполнение, тип покрытий и нарушения технологических режимов. Недостаточность, а иногда и отсутствие использования результатов мониторинга коррозии методами неконтролирующих коррозии ситуации.

Не эффективное применение антикоррозионных мероприятий сказывается на экологическое воздействие на окружающую среду, потери дорогих химических реагентов, загрязнения технологических потоков от продуктов коррозии, снижение эффективности, производительности и остановки производства.

Все вышеуказанные недостатки привели к развитию нового подхода к оценке коррозионной ситуации на предприятиях нефтедобычи. В 70-80-х годах прошлого века на предприятиях нефтедобычи ведущих компаний мира стали развиваться новые подходы коррозионного менеджмента и систем контроля. В ведущих зарубежных нефтянных ВР (Соединенное Королевство), Royal Dutch Shell, Chevron(США), Conoco Phillips Corporation, Cosmo Oil Company (Япония), Кувейт Gulf Oil Company(Кувейт) и др компаниях стали применять системы коррозионного мониторинга реального времени, использующих комбинацию методов непрерывного контроля и компьютерную технику, что позволяет накапливать и анализировать данные с датчиков, расположенных в различных зонах технологического оборудования в химической [5-7] и нефтехимической промышленности [7].

Снимаемые показания позволили повысить своевременность получения данных о скорости коррозии для каждого периода повышения ее интенсивности с последующим определением вызывающих их причин. Например, для приводимого ниже графика причиной повышения коррозии стало недостаточное введение нейтрализатора в рабочую среду.

Таким образом, коррозионный мониторинг реального времени позволил сделать коррозионный процесс более информативным и своевременно корректировать антикоррозионную программу и хим. реагенты на технологическом оборудовании. В то же время человеческий фактор являлся «столбом» неэффективного управления защитой от коррозии технологического оборудования. Статистика показала, что более 60% решений применяется не верно, как следствие это запоздалые или несвоевременные решения.

С внедрением систем коррозионного мониторинга реального времени специалисты получат возможность использовать показатель скорости коррозии как еще одну переменную, которая позволит оптимизировать применение химических реагентов для того, чтобы свести к минимуму повреждение оборудования, увеличить производства, на основе непрерывного контроля коррозионных повреждений до приемлемого уровня. действия рабочих сред на металл технологического оборудования. Это дало серьезный стимул для развития новых технологий коррозионной защиты в мировой нефтедобыче. Ниже представлена география развития систем коррозионного мониторинга реального времени в разных странах.

В настоящей статье приведены данные внедрения в РФ системы коррозионного мониторинга реального времени(СКМРВ) разработанной ООО «Коррсистем» на предприятии нефтедобычи ОАО «ЛУКОЙЛ Нарьянмарнефтегаз». Уже почти два года система находится в промышленной эксплуатации и на сегодня можно сделать ряд выводов на основе имеющегося практического опыта.

Система СКМРВ состоит из трёх основных частей: измерительной, вычислительной и исполнительной. Измерительная часть включает в себя датчики коррозии ER нового типа, купоны. Вычислительная часть реализуется в стойке управления и измерения (СУИ) и рабочем месте оператора, а исполнительная часть состоит из автоматических регуляторов дозировочных насосов, насосов и / или регулирующих клапанов и форсунок для подачи реагентов. Ниже приведена схема внедренная на ЦПС «Южное-Хыльчую» ОАО ЛУКОЙЛ Нарьянмарнефтегаз.

С датчиков контроля параметрические сигналы поступают на блок оперативного контроля (трансмиттер), с которого после преобразования передаются на стойку управления и измерения. Вся поступающая информация накапливается на сервере коррозионного мониторинга и выводится на монитор (или принтер) в качестве основных параметров, влияющих на протекание коррозионных процессов.

В зависимости от показаний датчиков, в автоматическом режиме осуществляется регулирование подачи ингибитора посредством автоматического регулятора дозировочного насоса или регулирующего клапана. Количество подаваемого ингибитора меняется в автоматическом режиме (или при участии оператора) и зависит от показаний датчиков.

В реальном времени на монитор поступают показания:

· с датчиков коррозии, по которым возможна оценка коррозионных процессов в режиме реального времени;

· с автоматических регуляторов дозирующих насосов, о динамику расхода подаваемых реагентов;

· с расходомеров, о расходе реагентов через регулирующие клапана.

Система обладает визуальными и звуковыми ступенями предупреждения - тревога, опасность и норма, в случае отклонения от нормы, независимо от человеческого фактора, срабатывает программа установленных допустимых значений.

Система имеет выход на верхний информационный уровень предприятия и позволяет за сотни километров от установки отслеживать коррозионный процесс и эффективность ингибиторной защиты. В процессе работы, на основе сравнения непрерывно поступающих данных, исключается фактор человеческой ошибки и повышается достоверность показаний.

На рисунке 6 представлены реальные тренды показаний скорости коррозии и подачи реагентов в режиме реального времени.

Опыт применения автоматизированных систем коррозионного мониторинга реального времени на ЦПС «Южное-Хыльчую» ОАО ЛУКОЙЛ Нарьянмарнефтегаз показал высокую эффективность. Только на ЦПС получена прямая экономия дорогостоящих ингибиторов более 20 тонн за полгода. При этом как показала практика коррозионный процесс стал предсказуемым и управляемым.

Уровень коррозионного износа снизился, достоверность показаний повысилась и позволила отслеживать в реальном времени как за коррозионным процессом, так и за действиями персонала.

За время эксплуатации проводилась сверка показаний датчиков коррозии и применяемых купонов, при этом была получена совместимость показаний, что подтверждает достоверность снимаемых данных по скорости коррозии.

антикоррозионный нефтедобыча износ

СКМРВ позволяет не только оптимизировать применение ингибиторов, но и повысить надежность эксплуатации технологического оборудования путем систематизации и внедрения современных методов и средств контроля коррозионных процессов в режиме реального времени.

Опыт эксплуатации СКМРВ, позволяет делать вывод о перспективности новых технологий в области защиты оборудования от коррозии на объектах нефтедобычи. Принцип действия системы коррозионного мониторинга построен на получении непрерывных показаний с датчиков контроля и системы дозирования реагентов, что позволяет получать более детальные данные по динамике коррозионных процессов и эффективности вносимых в рабочую среду химических реагентов. Подключение системы к верхнему информационному уровню предприятия позволил не только контролировать фактический расход реагентов и работу дозирующего оборудования, но и соблюдение техрегламента по защите оборудования от коррозии.

В заключении хотелось бы отметить, что система коррозионного мониторинга реального времени, не панацея от всех бед, а эффективный инструмент, дающий широкие возможности в получении новой информации о коррозионных процессах и позволяющий снизить фактор человеческой ошибки при антикоррозионных мероприятиях. В то же время для получения большой эффективности в вопросе повышения целостности оборудования и переходе эксплуатации по техническому состоянию, следует определить меру ответственности и взаимодействия служб и специалистов во время эксплуатации технологического оборудования.

Литература

1. Новицкий B.C. II Физ.-хим. механика материалов. - 1986. - 22, №3. - С. 100-105.

2. Rosenberg R. II Chem.-Anlag+Verahren. - 1989. - 22, №8. - P. 95-96.

3. N.P. HILTON «Mitigate corrosion in your crude unit кeal-time analyzers can provide improved monitoring of chloride levels and enable better corrosion control practices», Nalco Energy Services, Sugar Land, Texas; and J.L.SCATTERGOOD. Special Report/ September 2010/ NALCO

4. N.P. HILTON. Real-time analyzers can provide improved monitoring of chloride levels and enable better corrosion control practices Nalko Energy Sorvices. Sugar Land and G.L Scattegod/ Nalco Enerty Services, Bijing, People, s Repulic of China

5. Kimura Y., Sakai J. II Kagaku Kogaku = Chem. Eng. JaP. - 1996. - 60, N6.-C. 370-374.

6. Heitz Е. II Conf. РаР. 3rd bit. SymP. «Corros. Resist. Alloys», Cracow, 20 - 22 June, 1996. - Cracow, 1996. - P. 125-134.

7. Heitz E., Eul U., Miers K., Kleifges K.-H. II 46th Int. Soc. Electrochem. Annu. Meet., Xiamen, Aug. 27-Sept.l, 1995: Extend. Abstr. - Vol. 12. - Xiamen, 1995. - P. 1-7.

8. Van Orden, Ann Chidesfev II Chem. Eng. Progr. - 1994. - 90, №10. - P. 67-73.

9. Corrosion Detection Technologies. Prepared for the North American Technology and Industrial Base Organization (NATIBO) Prepared by BDM Federal, FINAL REPORT. Inc. march 1998.

10. А.И. Алцыбеева, В.В. Бурлов, Г.Ф. Палатик, В.Л. Соколов ПРИНЦИПЫ ИНГИБИТОРНОЙ ЗАЩИТЫ ОБОРУДОВАНИЯ УСТАНОВОК ПЕРВИЧНОЙ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ. ВЕСТНИК УДМУРТСКОГО УНИВЕРСИТЕТА. №8.2006 г.

11 Бурлов В.В. Комплексная защита от коррозии металла оборудования

нефтеперерабатьшающих и нефтехимических производств // Инфлисток. ЛЦНТИ. 1991. №243. 2 стр.

12 Тесля Б.М., Бурлов В.В., Ермолина Е.Ю., Шевчук H.H. Исследование эффективности защитного действия некоторых ингибиторов в

оборотных водах НПЗ // Нефтепереработка и нефтехимия. 1988. №11. С. 38-40.

13. Алцыбеева А.И., Бурлов В.В., Кузинова Т.М. Новый способ нанесения

ингибиторов коррозии на металлическую поверхность. / Нефтепереработка и нефтехимия. 1999. №8, с. 27-29.

14. Особенности поведения амидо-имидазолиновых ингибиторов коррозии в углеводородных средах / А.И. Алцыбеева, В.В. Бурлов, В.П. Гошкин и др. // Тез. докл. V международной научно-технической конференции «Новые материалы и технологи защиты от коррозии», 29-31 мая 2002 г. Санкт-Петербург. 2002. С. 17-18.

15. Dougherty J.A., Ouide Alink B.A. A Study of the Interaction of Imidazoline

Corrosion Inhibitors with Elemental Sulfur / / 9 tn European symp. on corrosion

inhibitors. Ann. Univ. Ferrara. 2000. Sez. V. Suppl. №11. P.925-940.

16.176. Martin J.A., Valone F.W. The Existence of Imidazoline Corrosion Inhibitors / /

Corrosion. 1985. V.41 №5. P.281-287.

17. O. Lahodny-Sarc О. Corrosion Inhibitors in Oil and Gas Production / / Proc. of the 6th

18. Europ. Symp. on Corrosion Inhibitor. 16-20th September. Ferrara. 1985. P.1313-1329.

19. Martin J.A., Valone F.W. The Existence of Imidasoline Corrosion Inhibitors / /

Corrosion. 1985. V. 41. №5. P.281-287.

20. Dougherty J.A., Oude Alink B.A. Corrosion Inhibitors of Mild Steel in Natural Gas Systems containing Elemental Sulfur, H2S and CO2 / / Proc. of the 7 lh Euro­pean Symp. on Corrosoin Inhibitors. Ann. Univ. Ferrara. 2000. Sez. V. Suppl. №9. P.1299-1311.

21. Mok W.J., Jenkins A.E., Gamble C.G. / / Localized Corrosion and Inhibitor Selection / / Int. Symp «Corrosion Science in the 21 bt Century». Manchester 6-11 July 2003. V.6. Paper С 072.

22. Galvele J.R. Pitting Corrosion // Treatise Mater. Sci. and Technol. London. 1983. V23. P. 1-57.

Размещено на Allbest.ru