Закрытое акционерное общество «КОРМАКО»

1. УПРАВЛЕНИЕ КОРРОЗИЕЙ Закрытое акционерное общество «КОРМАКО» CJSC “CORMACO” Corrosion management company 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 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

2. Главная миссия ЗАО «КОРМАКО» РАЗРАБОТКА И ВНЕДРЕНИЕ КОМПЛЕКСНЫХ СИСТЕМ ПОВЫШЕНИЯ НАДЕЖНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ РАЗВИТИЕ ПАРТНЕРСКИХ ОТНОШЕНИЙ С ЗАКАЗЧИКОМ В ПРОЦЕССЕ ПРОИЗВОДСТВА РАБОТ CJSC “CORMAKO” Main mission DEVELOPMENTAND IMPLEMENTATION OF PIPELINE'S RELIABILITY ENHANCEMENT INTEGRATED SYSTEMS DEVELOPMENTOF PARTNERSHIP RELATIONS WITH THE CUSTOMERS IN THE PROCESS OF EXECUTION OF WORK

3. 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

4. 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

5. Основной принцип работы ЗАО«КОРМАКО»Кадры решают всё – высокий уровень подготовки специалистовВысокое качество выполняемых работ и продукцииСоблюдение требований пожарнойи промбезопасности и охраны труда Лицензии и Сертификаты: • Сертификат соответствия Госстандарта на оборудование коррозионного мониторинга • Сертификат соответствия работ по охране труда • Свидетельство об аттестации лаборатории неразрушающего контроля и диагностики • Сертификат Эксклюзивного Уполномоченного и Одобренного Агента и Дистрибьютора продукции Cormon Ltd. на территории РФ • Сертификат квалифицированного и уполномоченного тестировать, отбраковывать и ремонтировать продукцию Cormon Ltd. в РФ • Лицензии на инженерные изыскания, проектирование и строительство зданий и сооружений I и II уровней ответственности в соответствии с Госстандартом

6. CJSC “CORMACO”s main principle of workThe 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

7. 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

8. Personnel In CORMACO company work high qualified personnel, which have been schooled and trained in the following courses: • ISO 9001: 2000 - Quality System • ISO 14001: 1996 - Introduction of Environmental Management with a glance of Environmental Impact Assessment • OHSAS 18001:1999 -Safety management system - Introduction of Occupational safety and Health Management • ROSTECHNADZOR -«Industrial Safety System of Hazardous Production Assets» • RESEARCH INSTITUTE“ATMOSPHERE” -Software“ECOLOGIST” • TRAINING UNITESRI «GEOINFORM» TYUMEN STATE UNIVERSITY- Arc/INFO ANDArc 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

9. 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)

10. 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. Причины происхождения аварийности Accident origins Трубопроводная аналогия PIPELINE ANALOGY «Пирамида безопасности» “HEINRICH PYRAMID” Летальный исход LETHAL OUTCOME Вывод из эксплуатации DECOMMISSIONING 1 Тяжелая травма PERMANET INJURY Серьезные последствия SERIOUS CONSEQUENCES 2 Высокая аварийность HIGH ACCIDENT RATE Легкая травма LIGHT INJURY 6 Аварийная комбинация Параметров DANGEROUS RISKS COMBINATION Аварийная ситуация EMERGENCY CONDITIONS 500 Опасное бездействие. Игнорирование коррозии NEGLECT OF CORROSION Небезопасные действия UNSAFE ACTIONS 10000

12. Причины и последствия аварийности. Пути решения проблемы Затраты Аварийность Время Аварийность, затраты, экономические и юридические санкции Отсутствие стратегии обеспечения целостности «Авральные меры» при возникновении проблемы коррозии + = Обеспечение требуемого ресурса, оптимизация затрат, предотвращение экологического ущерба Наличие стратегии обеспечения целостности с начала эксплуатации Плановые мероприятия + =

13. The causes and consequences of failures. The ways of solutions Cost Failure Time Accident rate, costs, economic and law sanctions “Emergency measure” when the failure took place There is not integrity assurance strategy + = Assurance of required life resource, cost optimization, prevention of ecological damage Since the beginning of operation start there is integrity assurance strategy Planned mitigation actions + =

14. «Традиционный» подход к обеспечению целостности Действительная скорость коррозии δзапас2 Нормативная скорость коррозии δзапас1 Толщина стенки δмин δмин Нормативный ресурс, лет

15. The “conventional” approach to the integrity assurance Actual corrosion rate WT initial 2 Normative corrosion rate WT initial 1 Wall thickness, WT WT min allowable WT min allowable. Normative resource, years

16. СТРАТЕГИЯ КОРРОЗИОННОГО МЕНЕДЖМЕНТА Оценка факторов риска / Оценка «критичности» Антикоррозионные мероприятия Диагностика / мониторинг

17. Estimation of risk factors / Estimation of «criticality» Anticorrosive actions Diagnostic / monitoring CORROSION MANAGEMENT STRATEGY

18. Трубопровод СХЕМА КОРРОЗИОННОГО МЕНЕДЖМЕНТА Обеспечение целостности трубопровода в течение нормативного срока эксплуатации = Т (ресурс) Постановка цели Параметры Допустимая потеря толщины = Δδдоп; Допустимая скорость коррозии = Vдоп Потеря толщины = Δδфакт; Скорость коррозии = Vкор Целевыезначения Фактические/прогнозные Сравнение целевых и фактических параметров Ресурс Т обеспечивается ? нет да • Техническая диагностика • Контроль технологических характеристик • Антикоррозионные мероприятия • Мониторинг коррозии

19. Pipeline CORROSION MANAGEMENT LAYOUT Pipeline’s mechanical integrity provision over normative operation life = T (Resource) Goal-setting Parameters Allowable Wall Thickness loss = ΔWTallow Allowable Corrosion Rate = Vcorr. allow Wall Thickness loss = ΔWT fact. Corrosion Rate = Vcorr. fact. Target values Actual/ Estimated Comparison the special and actual parameters Is the target Resource “T” met? No Yes • Technical diagnostics • Monitoring of processing characteristics • Mitigation actions • Corrosion monitoring

20. Фактические параметры и условие целостности Проектируемые трубопроводы Прогнозная скорость коррозии Vпрогн Допустимая скорость коррозии Vдоп δзапас Толщина стенки δмин Т

21. Actual parameters and integrity’s condition Design pipelines Predicted corrosion rate V pred Allowable corrosion rateVcorr. allow. WT initial Wall thickness, WT WT min allowable. Т

22. Фактические параметры и условиецелостности Эксплуатируемые трубопроводы Допустимая потеря толщины Δδдоп. Фактическая скорость коррозии Vкорр. Фактическая потеря толщины Δδфакт Допустимая скорость коррозии Vдоп. δзапас Δδдоп Толщина стенки δмин Ттек Т

23. Actual parameters and integrity’s condition Operated pipelines AllowableWall Thickness lossΔWT actual Actual corrosion rateVcorr. act. Actual Wall Thickness loss ΔWT actual Allowable corrosion rateVcorr. allow. WT initial Wall Thickness, WT Δδall WT min allowable. Тcurr. Т

24. Антикоррозионные мероприятия Ингибиторная защита Коррозионно-стойкие трубы Упреждающая замена Огромные капитальные затраты на протяжении всего периода разработки месторождения Низкие капитальные затраты. Сравнительно высокие эксплуатационные затраты Крайне высокие единовременные капитальные затраты Управление скоростью коррозии Отсутствие проблемы коррозии Неконтролируемый процесс коррозии Невозможность (*) обеспечения целостности Обеспечение требуемого ресурса Возможность других механизмов разрушения

25. Mitigation actions INHIBITOR PROTECTION PREEMPTIVE REPLACEMENT CORROSION-RESISTANT PIPES ENORMOUS CAPEX OVER THE ALL PERIOD OF THE OILFIELD EXPLOITATION LOW CAPEX. COMPARATIVELY HIGH OPEX EXTREMELY HIGH LUMP- SUM COSTS “NO PROBLEM” DUE BY CORROSION CORROSION MANAGEMENT UNCONTROLLED CORROSION PROCESS IMPOSSIBILITYOF INTEGRITY ASSURANCE ASSURANCE OF GOAL LIFE RESOURCE POSSIBILITY of OTHER DAMAGE MECHANISMS

26. КОНТРОЛЬ ВЫПОЛНЕНИЯ УСЛОВИЯ ЦЕЛОСТНОСТИ CONTROL OF INTEGRITY CONDITION ACHIEVEMENT Периодическая проверка выполнения условий: Periodical checking of condition achievement Vкорр <VRкор. доп Vcorr< Vcorr. allow Δδфакт< ΔδдопΔWTfact. <ΔWTallow Принятие своевременных мер при обнаружении негативных отклонений Provision of operational corrective steps when detecting negative deviations δзапас WT initial Толщина стенки, δwall thickness, WT δмин WT min allowable. Т

27. Ингибиторная защита Требуемые параметры (пример) Фактическая скорость коррозии Vкорр = 2,0 мм/год Допустимая скорость коррозии Vдоп= 0,3 мм/год Δзапас Δδдоп = 2 мм Толщина стенки δмин Тэкспл = 3 года Т = 10 лет Необходимо так спроектировать ингибиторную защиту чтобы обеспечить скорость коррозии менее 0,3 мм/год

28. Inhibitor protection Target parameters (example) Actual corrosion rate Vcorr. = 2,0 mm/year Allowable corrosion rate Vallow = 0,3 mm/year WT initial Wall Thickness, WT Δδallow. = 2 мм WT min allowable. Тexpl = 3year Т = 10year It is necessary to design the inhibitor protection so that meet corrosion rate level below 0,3 mm/year.

29. Ингибиторная защита Требуемые параметры (пример) На первый взгляд достаточно подобрать ингибитор который обеспечит защитный эффект Z = ((2.0 – 0.3)/2.0)*100 = 85 % при дозировке Д. Требуемая дозировка Дозировка Фактическая дозировка Время Обеспечить заданную дозировку Д в течении всего периода эксплуатации трубопровода технически невозможно t – время в течении которого дозировка ингибитора была ниже требуемой, а скорость коррозии превышала допустимую α -Доступность ингибирования, % времени в течении которого дозировка ингибитора была не менее требуемой α = ((Т- t) /Т) *100 При доступности 90 % ингибитор должен снижать скорость коррозии до 0,09 мм/год, Z = 96 %.

30. Inhibitor protection Target parameters (example) On the face of it, it will be enough to select an inhibitor, which provides a degree of protection Z = ((2.0 – 0.3)/2.0)*100 = 85 %, under the dosage D Performance dosage Dosage Actual dosage Time Technically it is impossible ensure the target dosage D over all the period of pipeline’s operation t-the period of time, when the inhibitor dosage was below the target dosage level and corrosion rate exceeded the allowable corrosion rate value α- Inhibition availability, % of time, when the inhibitor dosage was not less than the target dosage value α = ((Т- t) /Т) *100 With an 90% inhibition availability, the corrosion inhibitor must decrease corrosion rate to 0,09 mm/year, providing a degree of protection Z = 96 %.

31. Ингибиторная защита Проектирование. Регламент • Доступность ингибирования; • Скорость коррозии; • Потеря толщины стенки Целевые параметры/КПИ Подбор ингибитора • Требуемая дозировка • Технические средства ингибирования • Операции и мероприятия Технология ингибирования • Методы контроля • Точки контроля коррозии Мониторинг коррозии • Качество продуктов • Исполнение операций (КПИ) • Достижение целевых параметров Контроль ингибирования Корректировка

32. Inhibitor protection Design. Regulation • Inhibitionavailability; • Corrosion rate • Wall Thickness Loss Key Performance Indicators /KPI CI selection • Target dosage • Chemical injection facilities • Operations and arrangements Inhibition technology • Control methods • Corrosion monitoring points Corrosion monitoring • Products’ Quality • Actions Performance (KPI) • Achievement of goal/target parameters Inhibition monitoring Corrective actions

33. Ингибиторная защита Выбор параметров

34. Inhibitor protection Parameters’ selection

35. Тестирование и подбор химических реагентов • Подбор и Тестирование всей номенклатуры нефтепромысловой химии • Ингибиторы коррозии; • Ингибиторы солеотложения; • Деэмульгаторы; • Ингибиторы парафино-отложения. ПРОИЗВОДИТЕЛИ Реагент А Реагент Б Реагент В Основная цель подбор химических реагентов оптимальных для промысловых систем Заказчика ЗАКАЗЧИК «Зашифрованные» пробы реагентов • Основные принципы: • Качество • Достоверность • Независимость ЗАО «КОРМАКО» • Порядок тестирования реагентов: • Анализ промысловых систем • Лабораторное тестирование • Тестирование в промысловых условиях • Опытно-промышленные испытания Результаты тестирования

36. Chemical reagents’ testing & selecting • Testing and selecting of oilfield chemical reagents • Corrosion inhibitors; • Scale inhibitors; • Demulsifiers; • Wax/Paraffin Inhibitors. MANUFACTURER Reagent А Reagent B Reagent V Main objective Selection of optimum chemicals reagents for application in the Custumer’s oilfield systems CUSTOMER • Main principles: • Quality • Reliability • Independence «Ciphered» reagent samples CJSC “CORMACO” • Chemical reagent Testing’s procedure • Analysis of the oilfield system • Laboratory testing • Bench test in oilfield conditions • Pilot testing - oilfield trials Results of testing

37. Тестирование и подбор ингибиторов коррозии Цель – подбор эффективных реагентов для защиты промысловых трубопроводов и оборудования Анализ технологических характеристик трубопроводов АСМ –электрохимическая установка, позволяющая использовать все известные электрохимические методы для тестирования ингибиторов. Электрохимические ячейки для тестирования ингибиторов в модельных средах. Выявление механизма коррозии Проточные стендовые установки для тестирования ингибиторов в реальных промысловых средах. Планирование тестирования Приборы DCU-3, CEION для контроля коррозии при опытно-промышленных испытаниях. Лабораторное тестирование Тестирование в промысловых условиях Опытно-промышленные испытания

38. Corrosion inhibitor Testing and Selecting Objective – Selection of effective chemical reagents for protection of oilfield pipelines and equipment Analysis of pipelines technological characteristics/ operational conditions АCM – Autonomous Electrochemical Station and field machines, allows the implementation of all standard electrochemical techniques available for CI chemical testing. Identification of corrosion mechanism Electrochemical test cell for corrosion inhibitor testing in modeling mediums/brines. Rig stands for CI testing in process streams. Planning CI testing strategy Implementation of DCU-IIIand CEION devices for corrosion monitoring under field trials Laboratory testing Testingin oilfield condition (Bench testing) Pilot testing (oilfield trials)

39. Мониторинг коррозии Проектирование Определение цели мониторинга Выбор параметровмониторинга Выбор места Исполнение измерительного устр. Метод измерения Работоспособность в данных условиях Чувствительность – Время отклика Требования к передаче данных (цепочка) Требования к анализу информации Регламент САРЕХ/ОРЕХ

40. Corrosion monitoring Design Definition of Monitoring Objective Selection of monitoring parameters Identification of monitoring location measuring devices’ configuration Measurement methods/techniques Suitability undergivenconditions Sensitivity – Response time Data Communication Requirement (links) Data analysis Requirement Regulation САРЕХ/ОРЕХ

41. 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, характеризующие эффективность снижения скорости коррозии: • Фактическая доступность ингибирования; • Скорость коррозии по данным коррозионного мониторинга; • Дозировка ингибитора; • Остаточное содержание ингибитора; • Потеря металла стенки трубопровода. Параметры работы дозировочных установок: • Уровень ингибитора в расходной емкости; • Подача ингибитора; • Надежность и безотказность работы дозировочных установок. • 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.

42. Inhibitor protection Monitoring parameters • 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.); 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. Performance Parameters of Corrosion inhibitor Injection facilities: • Inhibitor tank level; • Inhibitor injection rate; • Safety and reliability of CI injection facilities • KPI when controlling the pipeline systems’ parameters – Observance of the periodicity of data collecting and reporting about pipeline system’s process parameters; • KPIwhen 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; • KPIwhen controlling corrosion inhibition effectiveness – effectiveness parameters, observance of schedule for control operations of the inhibition effectivenessand corrosion inhibitor’s quality.

43. Ингибиторная защита Организация контроля KPI KPI KPI Механизм и скорость коррозии Система мониторинга ингибиторной защиты Наличие ингибитора в критических точках системы Мониторинг коррозии Факторы, влияющие на эффективность ингибирования Контроль Качества ингибиторов Достоверные структурированные данные Постоянство подачи ингибитора в систему Контроль Технологии ингибирования Оценка эффективности ингибирования Наличие отклонений Причины отклонений KPI – ключевые показатели исполнения, определяют полноту и качество выполнения запланированных мероприятий и операций

44. Inhibitor protection Monitoring arrangement KPI KPI KPI Corrosion mechanism and corrosion rate Inhibitor protection monitoring system Corrosion inhibitor Residual in critical sections of the system Corrosion monitoring Factors, which impact the inhibition effectiveness Inhibitors’ Quality Control Reliable and structured data Monitoring of inhibition technology inhibitor availability in the system Evaluation of inhibition effectiveness Presence of deflection Causes of deflection KPI – key Performance Indicatorsdefine the completeness and performance quality of the planned actions and operations

45. Мониторинг коррозии Цели 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.

46. Corrosion monitoring Goals 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.

47. Мониторинг коррозии Выбор места контроля МОДЕЛИРОВАНИЕ Сбор и систематизация данных по паспортным характеристикам трубопроводов Данные по аварийности Создание компьютерной расчетной модели трубопроводных систем Данные по диагностике Коррозионно-гидравлический расчет БАЗА ДАННЫХ Определение участков с максимальной скоростью коррозии. Прогноз коррозионного состояния.

48. Corrosion monitoring Identification of monitoring locations MODELING Collection and systematization of pipeline’s ratings Failure rate Data Computer calculation model of pipeline systems Inspection and NDT Data Corrosion-hydraulic calculation DATABASE Definition of most corrosion vulnerable sections. Corrosion conditions forecast

49. Corrosion monitoring Selection of monitoring location Мониторинг коррозии Выбор места контроля

50. Мониторинг коррозии Узел контроля коррозии (УКК) – структурная единица системы коррозионного мониторинга СО2, H2S, O2 • 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. 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.