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: GoncharovVA@cormaco.ru

• Исполнительный директор:Хусаинов Мансур АнваровичE-mail: KhusainovMA@cormaco.ru

• Зам. Директора по науке:Гамез Рикардо СоланоE-mail: Ricardo@cormaco.ru

тел. +7 (3466) 41-51-49,тел./факс +7 (3466) 41-51-46

• Director:Valery A. GoncharovE-mail: GoncharovVA@cormaco.ru

• Executive Director:Mansour A. KhusainovE-mail: KhusainovMA@cormaco.ru

• Deputy Director on researches:Ricardo S. GamezE-mail: Ricardo@cormaco.ru

Phone. +7 (3466) 41-51-49,Phone/Fax +7 (3466) 41-51-46