Закрытое акционерное общество «КОРМАКО»
description
Transcript of Закрытое акционерное общество «КОРМАКО»
Закрытое акционерное общество
«КОРМАКО»
628616, Российская Федерация,
Тюменская область,
ХМАО-Югра,
г. Нижневартовск
пр. Победы 20а, 2-3,
п/о 16, а/я 1137
тел. +7 (3466) 41-51-49,
тел./факс +7 (3466) 41-51-46
УПРАВЛЕНИЕ
КОРРОЗИЕЙ
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
phone\fax: +7(3466) 41-51-46
CJSC “CORMACO”Corrosion management company
РАЗРАБОТКА И ВНЕДРЕНИЕ КОМПЛЕКСНЫХ СИСТЕМ ПОВЫШЕНИЯ НАДЕЖНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
РАЗВИТИЕ ПАРТНЕРСКИХ ОТНОШЕНИЙ С ЗАКАЗЧИКОМ В ПРОЦЕССЕ ПРОИЗВОДСТВА РАБОТ
Главная миссия ЗАО «КОРМАКО»
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
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
Основной принцип работы ЗАО «КОРМАКО» Кадры решают всё – высокий уровень подготовки специалистовВысокое качество выполняемых работ и продукцииСоблюдение требований пожарной и промбезопасности и охраны труда
CJSC “CORMACO”s main principle of work
The personnel decides all – high qualified specialistsHigh performance quality of works and productionObservance 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
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 UNIVERSITY-
Arc/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
Personnel
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 “BuzulukNeftegas”)
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)
11
1000010000
500500
66
22
Небезопасные действияUNSAFE ACTIONS
Аварийная ситуацияEMERGENCY CONDITIONS
Легкая травмаLIGHT INJURY
Тяжелая травмаPERMANET INJURY
Летальный исходLETHAL OUTCOME
Вывод из эксплуатацииDECOMMISSIONING
Высокая аварийностьHIGH ACCIDENT RATE
Серьезные последствияSERIOUS CONSEQUENCES
Аварийная комбинацияПараметров
DANGEROUS RISKS COMBINATION
Опасное бездействие.Игнорирование коррозииNEGLECT OF CORROSION
«Пирамида безопасности» “HEINRICH PYRAMID”
Трубопроводная аналогияPIPELINE ANALOGY
Причины происхождения аварийности
Accident origins
Время
Отсутствие стратегии обеспечения целостности
+«Авральные меры» при
возникновении проблемы коррозии
=Аварийность, затраты,
экономические и юридические санкции
Наличие стратегии обеспечения
целостности с начала эксплуатации
+ Плановые мероприятия =
Обеспечение требуемого ресурса, оптимизация затрат,
предотвращение экологического ущерба
Причины и последствия аварийности. Пути решения проблемы
Аварийность
Затраты
Time
There is not integrity assurance strategy +
“Emergency measure” when the failure took place =
Accident rate, costs, economic and law sanctions
Since the beginning of operation start there is
integrity assurance strategy + Planned mitigation actions =
Assurance of required life resource, cost optimization,
prevention of ecological damage
The causes and consequences of failures. The ways of solutions
Failure
Cost
δмин
δзапас1
То
лщ
ин
а ст
енки
Нормативный ресурс, лет
Нормативная скорость коррозии
Действительная скорость коррозии
δмин
δзапас2
«Традиционный» подход к обеспечению целостности
Wal
l th
ick
nes
s, W
T
Normative resource, years
Normative corrosion rate
WT initial 2
The “conventional” approach to the integrity assurance
Actual corrosion rate
WT initial 1
WT min allowable.
WT min allowable
Оценка факторов риска /
Оценка «критичности»
Антикоррозионные мероприятия
Диагностика / мониторинг
СТРАТЕГИЯ КОРРОЗИОННОГО МЕНЕДЖМЕНТА
Estimation of risk factors / Estimation of «criticality»
Anticorrosive actions
Diagnostic / monitoring
CORROSION MANAGEMENT STRATEGY
СХЕМА КОРРОЗИОННОГО МЕНЕДЖМЕНТА
Трубопровод
Постановка цели
Обеспечение целостности трубопровода в течение нормативного срока эксплуатации
= Т (ресурс)
Параметры
Целевые значения
Фактические/прогнозные
Потеря толщины = Δδфакт;
Скорость коррозии = Vкор
Допустимая потеря толщины = Δδдоп;
Допустимая скорость коррозии = Vдоп
Ресурс Т
обеспечивается ?
Техническая диагностика
Контроль технологических характеристик
Антикоррозионные мероприятия
Мониторинг коррозии
Сравнение целевых и фактических параметров
нетда
CORROSION MANAGEMENT LAYOUT
Pipeline
Goal-setting
Pipeline’s mechanical integrity provision over normative operation life = T (Resource)
Parameters
Target values
Actual/
Estimated
Wall Thickness loss = ΔWT fact.
Corrosion Rate = V corr. fact.
Allowable Wall Thickness loss = ΔWTallow
Allowable Corrosion Rate = Vcorr. allow
Is the target Resource “T” met?
Technical diagnostics
Monitoring of processing characteristics
Mitigation actions
Corrosion monitoring
Comparison the special and actual parameters
NoYes
δмин
δзапас
То
лщ
ин
а ст
енки
Т
Допустимая скорость коррозии Vдоп
Прогнозная скорость коррозии Vпрогн
Фактические параметры и условие целостности Проектируемые трубопроводы
Т
Allowable corrosion rate Vcorr. allow.
Predicted corrosion rate V pred
Actual parameters and integrity’s conditionDesign pipelines
WT initial
Wal
l th
ick
nes
s, W
T
WT min allowable.
δмин
То
лщ
ин
а ст
енки
Т
Ттек
Фактическая потеря толщины
Δδфакт
Допустимая скорость коррозии Vдоп.
Допустимая потеря толщины Δδдоп.
Δδдоп
Фактическая скорость коррозии
Vкорр.
Фактические параметры и условие целостности Эксплуатируемые трубопроводы
δзапас
Т
Тcurr.
Actual Wall Thickness loss
ΔWT actual
Allowable Wall Thickness loss
ΔWT actual
Δδall
Actual corrosion rate Vcorr. act.
Actual parameters and integrity’s conditionOperated pipelines
Wal
l T
hic
knes
s, W
T
Allowable corrosion rate
Vcorr. allow.WT initial
WT min allowable.
Антикоррозионные мероприятия
Упреждающая замена
Коррозионно-стойкие трубы
Ингибиторная защита
Огромные капитальные затраты на протяжении всего периода разработки
месторождения
Крайне высокие единовременные
капитальные затраты
Низкие капитальные затраты. Сравнительно
высокие эксплуатационные
затраты
Неконтролируемый процесс коррозии
Невозможность (*) обеспечения целостности
Управление скоростью коррозии
Обеспечение требуемого ресурса
Отсутствие проблемы коррозии
Возможность других механизмов разрушения
Mitigation actions
PREEMPTIVE REPLACEMENT
CORROSION-RESISTANT PIPES
INHIBITOR PROTECTION
ENORMOUS CAPEX OVER THE ALL PERIOD OF THE OILFIELD EXPLOITATION
EXTREMELY HIGH LUMP- SUM COSTS
LOW CAPEX. COMPARATIVELY HIGH OPEX
UNCONTROLLED
CORROSION PROCESS
IMPOSSIBILITY OF INTEGRITY ASSURANCE
CORROSION MANAGEMENT
ASSURANCE OF GOAL LIFE RESOURCE
“NO PROBLEM” DUE BY CORROSION
POSSIBILITY of OTHER DAMAGE MECHANISMS
КОНТРОЛЬ ВЫПОЛНЕНИЯ УСЛОВИЯ ЦЕЛОСТНОСТИCONTROL OF INTEGRITY CONDITION ACHIEVEMENT
δмин
δзапас
Тол
щин
а с
тенк
и, δ
w
all t
hick
ness
, W
T
Т
Периодическая проверка выполнения условий:Periodical checking of condition achievementVкорр < 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
WT initial
WT min allowable.
Ингибиторная защитаТребуемые параметры (пример)
δмин
То
лщ
ин
а ст
енки
Т = 10 лет
Тэкспл = 3 года
Допустимая скорость коррозии Vдоп= 0,3 мм/год
Δδдоп = 2 мм
Фактическая скорость коррозии Vкорр = 2,0 мм/год
Необходимо так спроектировать ингибиторную защиту чтобы обеспечить скорость коррозии менее 0,3 мм/год
Δзапас
Inhibitor protectionTarget parameters (example)
Wal
l T
hic
knes
s, W
T
Т = 10year
Тexpl = 3year
Allowable corrosion rate Vallow = 0,3 mm/year
Δδallow. = 2 мм
Actual corrosion rate Vcorr. = 2,0 mm/year
It is necessary to design the inhibitor protection so that meet corrosion rate level below 0,3 mm/year.
WT initial
WT min allowable.
На первый взгляд достаточно подобрать ингибитор который обеспечит защитный эффект Z = ((2.0 – 0.3)/2.0)*100 = 85 % при дозировке Д.
Время
До
зир
овка
Требуемая дозировка
Фактическая дозировка
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 %.
Ингибиторная защитаТребуемые параметры (пример)
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
Time
Dos
age
Performance dosage
Actual dosage
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 %.
Inhibitor protectionTarget parameters (example)
Целевые параметры / КПИ
Доступность ингибирования;
Скорость коррозии;
Потеря толщины стенки
Подбор ингибитора Требуемая дозировка
Технология ингибирования
Мониторинг коррозии
Контроль ингибирования
Технические средства ингибирования
Операции и мероприятия
Методы контроля
Точки контроля коррозии
Качество продуктов
Исполнение операций (КПИ)
Достижение целевых параметров
Корректировка
Ингибиторная защитаПроектирование. Регламент
Key Performance Indicators /KPI
Inhibition availability;
Corrosion rate
Wall Thickness Loss
CI selection Target dosage
Inhibition technology
Corrosion monitoring
Inhibition monitoring
Chemical injection facilities
Operations and arrangements
Control methods
Corrosion monitoring points
Products’ Quality
Actions Performance (KPI)
Achievement of goal/target parameters Corrective actions
Inhibitor protectionDesign. Regulation
Доступность ингибитора, % 75 85 95
Допустимая длительность подачи ингибитора с дозировкой ниже регламентной, суток в месяц
7 4 1
Экологические рискиСредние
Средне-высокие
Высокие
Типичный уровень скорости коррозии без ингибирования, мм/год
< 0,5 0,5 – 1,0 > 1,0
Требования к остаточной скорости коррозии при ингибировании, мм/год
0,1 0,05 0,05
Требования к защитному эффекту, %
83 – 88 88 – 93 93 – 98
Ингибиторная защитаВыбор параметров
Inhibitor availability, % 75 85 95
Allowable period of chemical injection with a dosage below the target level (days/months)
7 4 1
Ecological risks Medium Medium - high High
Typical corrosion rate level without inhibition, mm/year
< 0,5 0,5 – 1,0 > 1,0
Desired/target residual corrosion rate under inhibition, mm/year
0,1 0,05 0,05
Desired/target protection effect, %
83 – 88 88 – 93 93 – 98
Inhibitor protectionParameters’ selection
Тестирование и подбор химических реагентов
Основная цель
подбор химических реагентов оптимальных для промысловых систем Заказчика
Основные принципы:КачествоДостоверность Независимость
Реагент В
ЗАКАЗЧИК
ПРОИЗВОДИТЕЛИ
Реагент Б
Реагент А
«Зашифрованные» пробы реагентов
ЗАО «КОРМАКО»
Результаты тестирования
Подбор и Тестирование всей номенклатуры нефтепромысловой химии
Ингибиторы коррозии;Ингибиторы солеотложения;Деэмульгаторы;Ингибиторы парафино-отложения.
Порядок тестирования реагентов:Анализ промысловых системЛабораторное тестированиеТестирование в промысловых условияхОпытно-промышленные испытания
Main objective
Selection of optimum chemicals reagents for application in the Custumer’s oilfield systems
Main principles:QualityReliabilityIndependence
Reagent V
CUSTOMER
MANUFACTURER
Reagent B
Reagent А
«Ciphered» reagent samples
CJSC “CORMACO”
Results of testing
Testing and selecting of oilfield chemical reagentsCorrosion inhibitors;Scale inhibitors;Demulsifiers;Wax/Paraffin Inhibitors.
Chemical reagent Testing’s procedureAnalysis of the oilfield systemLaboratory testingBench test in oilfield conditionsPilot testing - oilfield trials
Chemical reagents’ testing & selecting
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.
Проточные стендовые установки для тестирования ингибиторов в реальных промысловых средах.
Электрохимические ячейки для тестирования ингибиторов в модельных средах.
Приборы DCU-3, CEION для контроля коррозии при опытно-промышленных испытаниях.
Тестирование и подбор ингибиторов коррозии
Corrosion inhibitor Testing and SelectingObjective – 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.
Rig stands for CI testing in process streams.
Electrochemical test cell for corrosion inhibitor testing in modeling mediums/brines.
Implementation of DCU-III and CEION devices for corrosion monitoring under field trials
Определение цели мониторинга
Выбор параметров мониторинга
Выбор места
Метод измеренияИсполнение измерительного устр.
Работоспособность в данных условиях
Чувствительность – Время отклика
Требования к анализу информации
Требования к передаче данных (цепочка)
Регламент
САРЕХ/ОРЕХ
Мониторинг коррозииПроектирование
Corrosion monitoringDesign
Definition of Monitoring Objective
Selection of monitoring parameters
Identification of monitoring location
Measurement methods/techniques
measuring devices’ configuration
Suitability under given conditions
Sensitivity – Response time
Data analysis Requirement
Data Communication Requirement (links)
Regulation
САРЕХ/ОРЕХ
Ингибиторная защита
Контролируемые параметры
Параметры системы трубопроводов:
Расход жидкости;
Фазовый состав жидкости;
Химический состав жидкости;
Скорость потока, пристенные напряжения сдвига;
Технологические операции (кислотные обработки, промывки, ГРП и т.д.);
Параметры работы дозировочных установок:
Уровень ингибитора в расходной емкости;
Подача ингибитора;
Надежность и безотказность работы дозировочных установок.
Параметры, характеризующие эффективность снижения скорости коррозии:
Фактическая доступность ингибирования;
Скорость коррозии по данным коррозионного мониторинга;
Дозировка ингибитора;
Остаточное содержание ингибитора;
Потеря металла стенки трубопровода.
KPI при контроле параметров трубопроводной системы – соблюдение периодичности получения и предоставления информации по технологическим параметрам трубопроводной системы;
KPI 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;
KPI при контроле работоспособности и надежности функционирования дозировочных установок – соблюдения графика технического обслуживания дозировочных установок;
KPI при контроле эффективности снижения скорости коррозии – показатели эффективности, соблюдение графика контроля эффективности ингибирования и контроля качества ингибитора.
Pipeline system’s process stream parameters:
Production rate;
Phase fluid structure;
Fluid chemical composition;
Flow rate; shear stresses
Technological operations (Bottom Hole Treatment, cleanouts, Hydraulic Fracturing, etc.);
Performance Parameters of Corrosion inhibitor Injection facilities:
Inhibitor tank level;
Inhibitor injection rate;
Safety and reliability of CI injection facilities
Parameters, which characterize corrosion inhibition effectiveness:
The actual inhibition availability ;
Corrosion rate from corrosion monitoring dates;
Corrosion inhibitor dosage;
Corrosion Inhibitor Residuals;
Wall thickness Loss.
Inhibitor protectionMonitoring parameters
KPI when controlling the pipeline systems’ parameters – Observance of the periodicity of data collecting and reporting about pipeline system’s process parameters;
KPI 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;
KPI when controlling the Safety and reliability of Chemical injection facilities – observance of the maintenance schedule of Chemical Injection facilities;
KPI when controlling corrosion inhibition effectiveness – effectiveness parameters, observance of schedule for control operations of the inhibition effectiveness and corrosion inhibitor’s quality.
Ингибиторная защитаОрганизация контроля
KPI – ключевые показатели исполнения, определяют полноту и качество выполнения запланированных мероприятий и операций
Механизм и скорость коррозии
Факторы, влияющие на эффективность ингибирования
Наличие ингибитора в критических точках
системы
Постоянство подачи ингибитора в систему
Мониторингкоррозии
КонтрольТехнологии
ингибирования
КонтрольКачества
ингибиторов
KPI
Оценка эффективности ингибирования
До
сто
вер
ны
е ст
рук
тур
ир
ов
анн
ые
дан
ны
е
KPI
KPI
Наличие отклонений Причины отклонений
Система мониторинга ингибиторной защиты
KPI – key Performance Indicators define the completeness and performance quality of the planned actions and operations
Inhibitor protectionMonitoring arrangement
Corrosion mechanism and corrosion rate
Factors, which impact the inhibition effectiveness
Corrosion inhibitor Residual in critical sections of the
system
inhibitor availability
in the system
Corrosion monitoring
Monitoring of inhibition
technology
Inhibitors’ Quality Control
KPI
Evaluation of inhibition effectiveness
R
elia
ble
an
d s
tru
ctu
red
da
ta
KPI
KPI
Presence of deflection Causes of deflection
Inhibitor protection monitoring system
Мониторинг коррозииЦели и задачи. Контролируемые параметры
Управление целостностью
Управление коррозией
Управление/оптимизация ингибирования
Оптимизация диагностических обследований
Параметры прямого мониторинга:
Скорость коррозии образцов и датчиков;
Скорость коррозии трубопровода
Параметры косвенного мониторинга:
Давление и температура
Производительность трубопровода
Состав продукции
Скорость и гидродинамический режим потока
СО2, H2S, O2, Fe2+
Содержание остаточного ингибитора
Содержание механических примесей
Проводимые технологические операции, связанные с ремонтами скважин, кислотными обработками, ГРП и т.д.
Corrosion monitoringGoals and objectives. Monitoring parameters
Integrity management
Corrosion management
Management/inhibition optimization
Optimization of inspection planning
Direct monitoring parameters:
Corrosion rate of the sensors and probe;
Corrosion rate of the pipeline
Indirect monitoring parameters:
Pressure and temperature
Pipeline production rate
Fluid Composition
flow rate and hydrodynamic regime
СО2, H2S, O2, Fe2+
Corrosion inhibitor Residual content
Mechanical solids content
Technological operations related to well repairs, acid treatment, hydraulic fracturing and others.
МОДЕЛИРОВАНИЕ
Сбор и систематизация данных по паспортным характеристикам трубопроводов
Создание компьютерной расчетной модели трубопроводных систем
Коррозионно-гидравлический расчет
Определение участков с максимальной скоростью коррозии.
Прогноз коррозионного состояния.
Данные по аварийности
БАЗА ДАННЫХ
Данные по диагностике
Мониторинг коррозииВыбор места контроля
MODELING
Collection and systematization of pipeline’s ratings
Computer calculation model of pipeline systems
Corrosion-hydraulic calculation
Definition of most corrosion vulnerable sections.
Corrosion conditions forecast
Failure rate Data
DATABASE
Inspection and NDT Data
Corrosion monitoringIdentification of monitoring locations
Мониторинг коррозии
Выбор места контроля
Corrosion monitoring
Selection of monitoring location
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.
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.
Мониторинг коррозии
Узел контроля коррозии (УКК) – структурная единица системы коррозионного мониторинга
СО2, H2S, O2
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.
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.
Corrosion monitoring
CORROSION MONITORING POINT (CMP) – the base unit of corrosion monitoring system
СО2, H2S, O2
Агрессивный поток
Проводящий
Газовый Жидкий
Общая коррозия
FSM, RPCM, CEION,
Электроcопротивление, Образцы - свидетели,
УЗ-датчики
FSM, RPCM, CEION,
Образцы - свидетели,
УЗ-датчики
FSM, RPCM, CEION
Образцы-свидетели,
Электросопротивление,
УЗ-датчики,
Электрохимические датчики:
LPR
Электрохимический шум
Импеданс
Да
Да
ДаДа
Нет
Нет
Нет
Нет Нет
Да
Общая коррозия
ПроводящийОбщая
коррозия
Мониторинг коррозии
Выбор метода контроля
Corrosiveness process medium
Conductive
Gaseous Liquid
General Corrosion
FSM, RPCM, CEION,
ER,
Coupons,
UT-probes
FSM, RPCM, CEION,
Coupons,
UT-probes
FSM, RPCM, CEION
Coupons,
Electrical Resistance probes (ER),
Ultrasonic thickness probes (UT),
Electrochemical probes:
LPR,
Electrochemical noise,
Impedance
Yes
Yes
YesYes
No
No
No
No No
Yes
General Corrosion
ConductiveGeneral
Corrosion
Corrosion monitoringSelection of monitoring techniques
δмин
δзапас
То
лщ
ин
а ст
енки
Т
Мониторинг коррозииОпределение чувствительности и времени отклика системы мониторинга
S RT
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)
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.
δмin
δspare
TH
E W
AL
L T
HIC
KN
ES
S
Т
Corrosion monitoringDetermination of Sensitivity and Response Time of the monitoring system
S RT
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.
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.
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
Мониторинг коррозииОпределение чувствительности и времени отклика системы мониторинга
Objective monitoring Sensitive range Response time
Corrosion tests 0,1 – 10 mm/year 1 hour– 1day
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 1week– 3month
Inspection planning 0,2 – 10 mm/year 1 month– 6 month
Inspection 1,0 – 10 mm/year 6 month – 10 year
Corrosion monitoringDetermination of Sensitivity and Response Time of the monitoring system
Мониторинг коррозииРегламент 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
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
3 Контролируемые параметры
1 Definition of Monitoring Objective
2 Analysis of the pipeline’s system
2.1Certification;
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.
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
3 Monitoring parameters
Corrosion monitoringCorrosion monitoring regulation
Мониторинг коррозииВнедрение системы мониторинга
Анализ схемы, технологических характеристик и показателей надежности трубопроводов
Сбор информации и анализ схемы трубопроводных систем
Расчет режимов течения и структуры транспортируемой продукции
Анализ систем противокоррозионной защиты и размещения существующих
точек контроля коррозии
Анализ аварийности по причине внутренней коррозии, анализ
результатов технической диагностикиВыявление наиболее аварийных
участков и факторов оказывающих наибольшее влияние на аварийностьФормулировка целей коррозионного
мониторинга различных трубопроводных направлений
Выбор параметров которые необходимо контролировать в процессе
коррозионного мониторинга в соответствие с сформулированными
целями
предварительный анализ трубопроводных систем
Выбор мест расположения точек контроля
Обследование трассы трубопроводов на участках с выявленной опасностью
коррозииОпределение 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
Preliminary analysis of the pipeline system
Corrosion monitoringImplementation of monitoring system
Selection of corrosion
monitoring methods and techniques
Selection of corrosion monitoring methods
Selection of measuring devices’ configuration and sensitivity
Development of Corrosion Monitoring regulation
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
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
Исполнение и контроль Общая структура управления целостностью
Стратегия
Бизнес-процесс
Коррозионный мониторинг
Бизнес-процесс
Антикоррозионная защита
Бизнес-процесс
Техническая диагностика
Планирование
Исполнение
Оценка эффективности
Корректировка
Достижение целевых показателей ?
Управление
Ключевые показатели исполнения
(КПИ)
Достижение требуемых КПИ ?
Определение отклонений
Оценка рисковЦелевые показатели
Результаты
Performance and monitoringGeneral structure of the integrity management
Strategy
Business process
Corrosion monitoring
Business process
Anticorrosive protection
Business process
Technical diagnostics
Planning
Performance
Effectiveness assessment
Adjustment
Are targets met?
Management
Key Performance
Indicators (КPI)
Are the KPI achieved ?
Determination of deflections
Risk AssessmentTargets
Results
Исполнение и контроль Критерии эффективности
Обеспечение безаварийной эксплуатации в течении заданного срока эксплуатации.
Констатирует факт эффективности мероприятий по противокоррозионной защите
ЭФФЕКТИВНОЕ ИСПОЛНЕНИЕ ПРОЦЕССОВ
ДОСТИЖЕНИЕ ЦЕЛЕВЫХ ПАРАМЕТРОВ
КЛЮЧЕВЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ИСПОЛНЕНИЯ (КПИ)
Снижение скорости коррозии
Скорость коррозии по данным коррозионного мониторинга;
Потеря металла стенки трубопровода на критических
участках по данным неразрушающего контроля.
Остаточное содержание ингибитора на критических и
конечных участках;
ИнгибированиеФактическая доступность
ингибирования;
Дозировка ингибитора на критических и конечных участках трубопроводов;
Соблюдение графика операций по контролю и
корректировке дозировки или расхода ингибитора
Соблюдение графика технического обслуживания
дозировочных установок
МониторингСоблюдение графика
операций по мониторингу скорости коррозии;
Соблюдение периодичности контроля технологических
параметров трубопроводов;
Соблюдение графика контроля качества ингибиторов;
Соблюдение графика замеров толщины стенки
The assurance of no- failure operation during the target period of exploitation
ascertains the fact of mitigation measures’ effectiveness.
EFFECTIVE PROCESSES
PERFORMANCE
ACHIEVEMENT OF TARGET PARAMETERS
KEY PERFORMANCE INDICATORS (КPI)
Corrosion rate reduction
Corrosion rate according to corrosion monitoring data;
Loss metal of the pipeline’s wall thickness on critical sections,
according to NDT inspection data.
Corrosion inhibitor residual in critical section and pipe end;
InhibitionFactual inhibition availability;
Inhibitor’s dosage in the critical sections and pipes’ end;
Observance of operations’ schedule for control and
adjustment of dosage and chemical flow rate
Observance of servicing schedule of dosing devices
MonitoringObservance of the schedule of
operations on monitoring corrosion;
Observance of periodicity of control of pipeline’s technological
parameters
Observance of the schedule of inhibitor quality control;
Observance of the schedule of wall thickness measurements
Performance and monitoringPerformance criteria
Практика ингибирования Пример: УПСВ «Крапивинское» - ЦППН «Пионерный»
Ингибирование
Постоянное дозирование, водорастворимые ингибиторы, дозировка 20 – 25 г/м3
Мониторинг
3 узла контроля коррозии.
Контролируемые параметры:
Скорость коррозии образцов-свидетелй;
Химический состав;
Структура потока;
Остаточное содержание ингибитора.
Протяженность – 200 км
Расход – 10000 м3/сут
Обводненность ~ 5 %
Механизм коррозии: коррозия в местах
образования водных скоплений
Текущая ситуация
0
10
20
30
40
50
28.04.2005 18.05.2005 07.06.2005 27.06.2005 17.07.2005 06.08.2005 26.08.2005 15.09.2005 05.10.2005 25.10.2005 14.11.2005
Дозировка
Доступность ингибирования – 67 %
Inhibition practiceExample: BPS «Crapivinskoe» - CPP «Pionernyiy»
Inhibition
Continuous injection , water-soluble inhibitors, dosage 20-25 ppm
Monitoring
3 corrosion monitoring points.
Monitoring parameters:
Corrosion rate of coupons;
Water Chemical composition
Flow pattern;
Inhibitor residual content.
Pipe range – 200 km
Flow rate – 10 000 m3/day
Water cut ~ 5 %
Corrosion mechanism: corrosion in the water accumulation places
Present situation
0
10
20
30
40
50
28.04.2005 18.05.2005 07.06.2005 27.06.2005 17.07.2005 06.08.2005 26.08.2005 15.09.2005 05.10.2005 25.10.2005 14.11.2005
Дозировка
Inhibition Availability – 67 %
Практика ингибирования Пример: УПСВ «Крапивинское» - ЦППН «Пионерный»
Недостатки существующей схемы мониторинга
Опасный фактор – водные скопления
Образцы-свидетели не находятся в постоянном контакте с коррозионно-
активной водой
ОТСУТСТВУЮТ ДАННЫЕ ПО ФАКТИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ
ИНГИБИРОВАНИЯ
Не проводятся мероприятия по неразрушающему контролю
ОТСУТСТВУЮТ ДАННЫЕ ПО ФАКТИЧЕСКОЙ СКОРОСТИ КОРРОЗИИ
ТРУБОПРОВОДА
Пути увеличения эффективности мониторинга
Опасный фактор – водные скопления
Локализация пониженных участков трассы трубопровода
Выборочная толщинометрия
Выявление участков с повышенным коррозионным износом
Оборудование узлов контроля
Оперативный мониторинг – датчики ER по нижней образующей
Диагностика – стационарные ультразвуковые датчики или
периодическая толщинометрия переносными приборами
Отсутствуют оперативные данные об агрессивности среды
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 data about factual inhibition effectiveness
NDT inspection actions are not Run
There aren’t data about the factual pipeline’s corrosion rate
Ways of monitoring performance enhancement
Localization of declined sections of the pipeline route
Selective measuring of wall thickness
Identification of sections with high corrosion wear
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
There aren’t operational data about medium’s aggressiveness
Inhibition practiceExample: BPS «Crapivinskoe» - CPP «Pionernyiy»
Risk factor – water accumulation
Предлагаемая структура взаимодействия
Генеральный директор
Главный инженер
Отдел технического надзора
Руководитель группыТехнический Отдел
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
Engineering supervision’s department
Team managerTechnical production’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 - химик
Инженер по планированию/системам
управления
Proposed structure of “CORMACO” team on maintainability engineering
PIPELINE’S INTEGRITY TEAM MANAGER
OIL COMPANY
Pipeline’s integrity Team Manager
Company “CORMACO”
Corrosion engineer Chemical engineer
Planning engineer/ control system
База Данных
Лаборатория Коррозиии ингибирования
Моделирование коррозииВыбор ингибиторов
Проектно-ТехнологическийСектор
Экспертиза Проектов и текущих Операций
Сектор ИТ Интеграция Прикладных
Программ
Система
обработки
информации
Система
Оценки
Рисков
Системавыбора
ингибиторов
Вероятн. Аварии
Последствия
Риск Ранг
Тр.пров.1 A D G JТр.пров.2 B E H KТр.пров.3 C F I L
КОРМАКО
Тр.пров.1 Тр.пров.2 Тр.пров.3
Ингибитор Дозировка
A K D
Ск.корр. критич.
B L D
Частота прогонов
X Y Z
УправлениеКомпании
СТРАТЕГИЯ
ЦЕХ
МероприятияПрограммаСкоростькоррозии
ДозировкаИК
Режимтечения
Остат.Толщ.
Вынососадков
Предлагаемая схема взаимодействия с КОРМАКО
Трубопроводные системы
СлужбаЭксплуатацииТрубопроводов
КОРМАКО
Database
Corrosion and inhibition Laboratory
Corrosion modelingInhibitors’ selecting
Projecting and Technological Department
Expertise of Design and on-going operations
IT Department Integration of
application software
Data processing
system
Risk Assessment
System
Inhibitor selecting
system
MANAGEMENT
STRATEGY
PRODUCTION UNIT
Corrosion control/ monitoringProgramCorrosion
rate
Corrosion Inhibitor dosage
Flow regime
Remnant wall
thicknessPigging
Proposed interaction scheme with “CORMACO”
Pipeline’s systems
Pipeline Maintenance Service
CORMACO
Accident
risk Risk Range
Pipeline 1 A D G J
Pipeline 2B E H K
Pipeline 3 C F I L
Conse quence
Pipeline1 Pipeline2 Pipeline3
Inhibitor dosage A K D
Critical corrosion
rateB L D
Pigging periodicity
X Y Z
CORMACO
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
ЗАО «КОРМАКО»Приборная база
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.
CJSC “CORMACO”Instrumental base
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
Приборы для коррозионного мониторинга – DCU-2, DCU-3, CEION;
Устройства доступа высокого и низкого давления;
Устройства для холодной врезки.
ЗАО «КОРМАКО»CORMON
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 RussiaCORMACO 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
Corrosion monitoring devices – DCU2, DCU3, CEION;
2’’ High pressure and retractable Low pressure access systems;
Hot tap instrument / tools
CJSC “CORMACO”CORMON
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 non-stabile 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 non-stabile characteristics, optimization of inhibitor protection and field trials / pilot testing
Обслуживание УКК - получение и систематизация первичной информации о скорости коррозии трубопроводов
ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ УЗЛОВ КОНТРОЛЯ
Тестирование технических средств измерения
Комплектация и паспортизация технических средств измерения
Обустройство узла контроля коррозии
Ревизия узла контроля коррозии
ЭКСПЛУАТАЦИОННОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ УЗЛОВ КОНТРОЛЯ
Установка и извлечение образцов-свидетелей коррозии Отбор проб для химического анализа среды
Отбор проб для анализа послойной неоднородности потока
Отбор проб для анализа остаточного содержания ингибитора коррозии
Установка и извлечение биодатчиков
Отбор проб на содержание плавающих форм СВБ
Перезагрузка файлов данных из блоков памяти записывающих приборов типа LPR и ER
Измерение толщины стенки трубопровода
СИСТЕМА ДОКУМЕНТООБОРОТА
Паспорта и каталоги
Графики проведения работ
Акты выполненных работ
Отчеты
TECHNICAL SERVICE
Testing of measurement instrumentation
Packaging and characterization of measurement technical devices
Arrangement of Corrosion Monitoring Points
Inspection of Corrosion Monitoring Points
OPERATIONAL SERVICE
Installing and removal of corrosion coupons
Sampling for chemical analysis
Sampling for analysis of flow patterns
Sampling for analysis of corrosion inhibitor residual content
Installing and removal of biosensors
Sampling for analysis of SRB content
Data loading from data loggers and collecting units type LPR и ER
Pipeline Wall thickness measuring
WORKFLOW SYSTEM
Passports and catalogues
Production schedules
Statements of performed works
Reports
Maintenance of Corrosion Monitoring Point – Data accessing and systematization of information about pipeline corrosion rate
Анализ информации
Результаты мониторинга скорости коррозии
Скорость коррозии
Структура потока
Химический состав
Остаточное содержание ингибитора
Технологические параметры трубопроводов
Расход жидкости
Обводненность
Кислотные обработки, промывки и т.п.
Ингибиторная защита
Дозировка ингибитора
Периодичность обработок
Систематизация информации
БАЗА ДАННЫХ
Коррозионно-гидравлические расчеты
Анализ информации
Формирование отчетности
Заказчик
Analysis of information
Corrosion rate monitoring data
Corrosion rate
Flow pattern
Chemical composition
Inhibitor residual content
Pipelines’ technological parameters
Production rate
Water cut
Acidizing, flashing-out, others.
Inhibitor protection
Inhibitor’s dosage
Treatment’s periodicity
Systematization of information
Databases
Corrosion-hydraulic calculation
Analysis of Information
Reporting
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
Обслуживание узлов контроля коррозии
Обработка и анализ данных
База данных, Унифицированные формы отчетности
Производственная база
Лаборатория
Приборная база
Отдел АСУ
Отдел ГИС
Автопарк
ЗАКАЗЧИК
ЗАО «КОРМАКО»
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
Servicing of Corrosion Monitoring Points
Data processing
and analysis
Databases, unified Reporting forms
Production base
Laboratory
Instrumental base
Department of Automatized Control systems
Department GIS
Customer
CJSC “CORMACO”
Дозировка – 14 г/т, скорость коррозии 0,46 мм/год
Дозировка – 12 г/т, скорость коррозии 2,76 мм/год
Дозировка – 18 - 20 г/т, скорость коррозии 0,006 мм/год
Контроль ингибиторной защиты
2.7655
0.4647
0.0056 0.0052 0.006
12
14
20
18 18
23
1514
12
0
0.5
1
1.5
2
2.5
3
23.0
6.20
04 -
26.0
8.20
04
26.0
8.20
04 -
29.1
1.20
04
29.1
1.20
04 -
25.0
2.20
05
25.0
2.20
05 -
24.0
5.20
05
24.0
5.20
05 -
01.0
8.20
05
Ско
рост
ь ко
рроз
ии, м
м/г
од
0
5
10
15
20
25
Доз
иров
ка и
нгиб
итор
а, г
/т
Скорость коррозии образцов-свидетелей, мм/годДозировка ингибитора, г/тОстаточное содержание ингибитора, г/т
Образцы-свидетели Приборы электросопротивления
Dosage – 14 g/т, Corrosion rate – 0,46 мм/year
Dosage – 12 g/т, Corrosion rate – 2,76 мм/year
Dosage – 18 - 20 g/т, Corrosion rate – 0,006 мм/year
Inhibitor protection monitoring
Corrosion Coupons Electrical Resistance
2.7655
0.4647
0.0056 0.0052 0.006
12
14
20
18 18
23
1514
12
0
0.5
1
1.5
2
2.5
3
23.0
6.20
04 -
26.0
8.20
04
26.0
8.20
04 -
29.1
1.20
04
29.1
1.20
04 -
25.0
2.20
05
25.0
2.20
05 -
24.0
5.20
05
24.0
5.20
05 -
01.0
8.20
05
Cor
rosi
on r
ate,
мм
/yea
r
0
5
10
15
20
25
Inhi
bito
r’s
dosa
ge,g
/g
Corrosion rate of the coupons, мм/yearInhibitor’s dosage,g/g
Inhibition residual, г/т
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
ЗАО «КОРМАКО»Диагностика и неразрушающий контроль
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
CJSC “CORMACO”Diagnostics and NDT inspection
РЕГЛАМЕНТЫ
НТД и ПСД
Разделы проектов обустройства
Оценка рисков
Организация эксплуатации
Коррозионный мониторинг
Ингибиторная защита
Неразрушающий контроль
Очистка полости трубопроводов
Эксплуатация трубопроводов
Охрана труда
Ликвидация аварий
СТАНДАРТЫ КОМПАНИИ Коррозионный менеджмент
Управление целостностью
Противокоррозионная защита
ЗАО «КОРМАКО»Разработка документации
CJSC “CORMACO”Development of Normative documentation
REGULATIONS
GUIDELINES
Sections of construction projects
Risk assessment
Organization of operation
Corrosion monitoring
Inhibitor protection
Nondestructive Test inspection
Clean-out / pigging of pipeline
Maintenance of pipelines
Industrial Safety
Accident elimination
STANDARDS OF COMPANY Corrosion management
Integrity Management
Anticorrosive protection
Маркшейдерские карты
Космоснимки
Схемы
Сбор картографической
информацииБаза данных ГИС
Электронные карты
Тематические карты
Принципиальные схемы
Топографические карты
ЗАО «КОРМАКО»Геоинформационные системы
Система глобального позиционирования (GPS) - сбор
информации на месте
Survey maps
Space photo
Схемы
Cartographic information gathering
Global Positioning System (GPS) – information acquisition in-situ
GIS Database
Digital mapping
Subject maps
Schematic diagrams
Topographic maps
CJSC «CORMACO»GIS TECHNOLOGIES
Проведение Экологического мониторинга территорий, эксплуатируемых предприятием.
Разработка «ПРОЕКТА НОРМАТИВОВ ПРЕДЕЛЬНО ДОПУСТИМЫХ ВЫБРОСОВ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ В АТМОСФЕРУ» природопользователя.
Разработка «ЭКОЛОГИЧЕСКОГО ПАСПОРТА ПРИРОДОПОЛЬЗОВАТЕЛЯ»
Разработка «ПЛАНА ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ И ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙНЫХ РАЗЛИВОВ НЕФТИ НА ОБЪЕКТАХ ДОБЫЧИ, ПЕРЕРАБОТКИ, ХРАНЕНИЯ, И ТРАНСПОРТИРОВКИ НЕФТИ».
Разработка раздела «ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ» в технологических регламентах на эксплуатацию промысловых трубопроводов и установок промысловой подготовки нефти.
ЗАО «КОРМАКО»ЭКОЛОГИЯ
Ecological monitoring of the areas exploited by the Company.
Development of «PROJECT OF NORMATIVE ON MAXIMUM PERMISSIBLE DISCHARGES OF POLLUTING SUBSTANCES TO THE ATMOSPHERE».
Development of «ECOLOGICAL PASSPORT OF THE COMPANY»
Development of «OIL SPILL RESPONSE PLAN in OIL PRODUCTION, PROCESSING , STORAGE AND TRANSPORT FACILITIES».
Development of the section «ENVIRONMENTAL PROTECTION» of the technological regulations for the exploitation of oil field pipelines and oil treatment facilities.
CJSC “CORMACO”ECOLOGY
Менеджмент компании Company Managers
• Директор:Гончаров Валерий АлександровичE-mail: [email protected]
• Исполнительный директор:Хусаинов Мансур АнваровичE-mail: [email protected]
• Зам. Директора по науке:Гамез Рикардо СоланоE-mail: [email protected]
тел. +7 (3466) 41-51-49,тел./факс +7 (3466) 41-51-46
• Director:Valery A. GoncharovE-mail: [email protected]
• Executive Director:Mansour A. KhusainovE-mail: [email protected]
• Deputy Director on researches:Ricardo S. GamezE-mail: [email protected]
Phone. +7 (3466) 41-51-49,Phone/Fax +7 (3466) 41-51-46