Закрытое акционерное общество «КОРМАКО» 628616, Российская Федерация, Тюменская область, ХМАО-Югра, г. Нижневартовск пр. Победы 20 а, 2-3, п/о 16, а/я. - презентация

1 Закрытое акционерное общество «КОРМАКО» , Российская Федерация, Тюменская область, ХМАО-Югра, г. Нижневартовск пр. Победы 20 а, 2-3, п/о 16, а/я 1137 тел. +7 (3466) , тел./факс +7 (3466) УПРАВЛЕНИЕ КОРРОЗИЕЙ , RUSSIAN FEDERATION, TYUMEN REGION, HMAO-YUGRA, Pobedy st 20"A"., app 2-3, Nizhnevartovsk, P.O/ 16, box 1137 phone: +7(3466) phone\fax: +7(3466) CJSC CORMACO Corrosion management company

2 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

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 –Equipments 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 pipelines 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 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 специалистов Высокое качество выполняемых работ и продукции Соблюдение требований пожарной и промбезопасности и охраны труда

6 CJSC CORMACOs main principle of work The personnel decides all – high qualified specialists High performance quality of works and production Observance of Fire safety, Occupational Safety and Health regulations Licenses and Certifications: ROSSGOSSTANDART Conformance Certificate on corrosion monitoring equipment Certificate of conformity of works for Occupational Safety and health NDT and Diagnostics laboratory Certificate Certificate of Exclusive Authorized and Approved Agent and Distributor of Cormon production in Russian Federation. Certificate of Authorized and approved to check, screen and repair Cormon production in Russian Federation. The license on engineering survey, designing, and construction of buildings and structures of I and II responsibility levels in concordance with the state standard

7 Персонал В ЗАО «КОРМАКО» работают высококвалифицированные сотрудники, прошедшие обучение на следующих курсах: ISO 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 In CORMACO company work high qualified personnel, which have been schooled and trained in the following courses: ISO 9001: Quality System ISO 14001: Introduction of Environmental Management with a glance of Environmental Impact Assessment OHSAS 18001: 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

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

12 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

13 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

14 δ мин δ запас 1 Толщина стенки Нормативный ресурс, лет Нормативная скорость коррозии Действительная скорость коррозии δ мин δ запас 2 «Традиционный» подход к обеспечению целостности

15 Wall thickness, WT 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

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

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

18 СХЕМА КОРРОЗИОННОГО МЕНЕДЖМЕНТА Трубопровод Постановка цели Обеспечение целостности трубопровода в течение нормативного срока эксплуатации = Т (ресурс) Параметры Целевые значения Фактические/ прогнозные Потеря толщины = Δδ факт ; Скорость коррозии = V кор Допустимая потеря толщины = Δδ доп ; Допустимая скорость коррозии = V доп Ресурс Т обеспечивается ? Техническая диагностика Контроль технологических характеристик Антикоррозионные мероприятия Мониторинг коррозии Сравнение целевых и фактических параметров нет да

19 CORROSION MANAGEMENT LAYOUT Pipeline Goal-setting Pipelines 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 = ΔWT allow Allowable Corrosion Rate = V corr. allow Is the target Resource T met? Technical diagnostics Monitoring of processing characteristics Mitigation actions Corrosion monitoring Comparison the special and actual parameters No Yes

20 δ мин δ запас Толщина стенки Т Допустимая скорость коррозии V доп Прогнозная скорость коррозии V прогн Фактические параметры и условие целостности Проектируемые трубопроводы

21 Т Allowable corrosion rate V corr. allow. Predicted corrosion rate V pred Actual parameters and integritys condition Design pipelines WT initial Wall thickness, WT WT min allowable.

22 δ мин Толщина стенки Т Т тек Фактическая потеря толщины Δδ факт Допустимая скорость коррозии V доп. Допустимая потеря толщины Δδ доп. Δδ доп Фактическая скорость коррозии V корр. Фактические параметры и условие целостности Эксплуатируемые трубопроводы δ запас

23 Т Т curr. Actual Wall Thickness loss Δ WT actual Allowable Wall Thickness loss Δ WT actual Δδ all Actual corrosion rate V corr. act. Actual parameters and integritys condition Operated pipelines Wall Thickness, WT Allowable corrosion rate V corr. allow. WT initial WT min allowable.

24 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

25 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

26 КОНТРОЛЬ ВЫПОЛНЕНИЯ УСЛОВИЯ ЦЕЛОСТНОСТИ CONTROL OF INTEGRITY CONDITION ACHIEVEMENT δ мин δ запас Толщина стенки, δ wall thickness, WT Т Периодическая проверка выполнения условий: Periodical checking of condition achievement V корр < VR кор. доп V corr < V corr. allow Δδ факт < Δδ доп Δ WT fact. < ΔWT allow Принятие своевременных мер при обнаружении негативных отклонений Provision of operational corrective steps when detecting negative deviations WT initial WT min allowable.

27 Ингибиторная защита Требуемые параметры (пример) δ мин Толщина стенки Т = 10 лет Т экспл = 3 года Допустимая скорость коррозии V доп = 0,3 мм/год Δδ доп = 2 мм Фактическая скорость коррозии V корр = 2,0 мм/год Необходимо так спроектировать ингибиторную защиту чтобы обеспечить скорость коррозии менее 0,3 мм/год Δ запас

28 Inhibitor protection Target parameters (example) Wall Thickness, WT Т = 10 year Т expl = 3 year Allowable corrosion rate V allow = 0,3 mm/year Δδ allow. = 2 мм Actual corrosion rate V corr. = 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.

29 На первый взгляд достаточно подобрать ингибитор который обеспечит защитный эффект Z = ((2.0 – 0.3)/2.0)*100 = 85 % при дозировке Д. Время Дозировка 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 защита Требуемые параметры (пример)

30 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 Dosage Performance dosage Actual dosage Technically it is impossible ensure the target dosage D over all the period of pipelines 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 protection Target parameters (example)

31 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 защита Проектирование. Регламент

32 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 protection Design. Regulation

33 Доступность ингибитора, % Допустимая длительность подачи ингибитора с дозировкой ниже регламентной, суток в месяц 741 Экологические риски Средние Средне- высокие Высокие Типичный уровень скорости коррозии без ингибирования, мм/год < 0,50,5 – 1,0> 1,0 Требования к остаточной скорости коррозии при ингибировании, мм/год 0,10,05 Требования к защитному эффекту, % 83 – 8888 – 9393 – 98 Ингибиторная защита Выбор параметров

34 Inhibitor availability, % Allowable period of chemical injection with a dosage below the target level (days/months) 741 Ecological risks Medium Medium - high High Typical corrosion rate level without inhibition, mm/year < 0,50,5 – 1,0> 1,0 Desired/target residual corrosion rate under inhibition, mm/year 0,10,05 Desired/target protection effect, % 83 – 8888 – 9393 – 98 Inhibitor protection Parameters selection

35 Тестирование и подбор химических реагентов Основная цель подбор химических реагентов оптимальных для промысловых систем Заказчика Основные принципы: Качество Достоверность 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 систем Лабораторное тестирование Тестирование в промысловых условиях Опытно-промышленные испытания

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

37 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

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 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

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

40 Corrosion monitoring Design 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

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 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.

42 Pipeline systems 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 protection Monitoring parameters KPI when controlling the pipeline systems parameters – Observance of the periodicity of data collecting and reporting about pipeline systems 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 inhibitors quality.

43 Ингибиторная защита Организация 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 Мониторинг коррозии Контроль Технологии ингибирования Контроль Качества ингибиторов KPI Оценка эффективности ингибирования Достоверные структурированные данные KPI Наличие отклонений Причины отклонений Система мониторинга ингибиторной защиты

44 KPI – key Performance Indicators define the completeness and performance quality of the planned actions and operations Inhibitor protection Monitoring 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 Reliable and structured data KPI Presence of deflectionCauses of deflection Inhibitor protection monitoring system

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 СО 2, H 2 S, O 2, Fe 2+ 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 СО 2, H 2 S, O 2, Fe 2+ Corrosion inhibitor Residual content Mechanical solids content Technological operations related to well repairs, acid treatment, hydraulic fracturing and others.

47 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 коррозии Выбор места контроля

48 MODELING Collection and systematization of pipelines 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 monitoring Identification of monitoring locations

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

50 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 СО 2, H 2 S, O 2

51 Nondestructive inspection (NDT) – Determination of factual pipelines 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 fluids 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 СО 2, H 2 S, O 2

52 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 Нет Да Общая коррозия Проводящий Общая коррозия Мониторинг коррозии Выбор метода контроля

53 Corrosiveness process medium Conductive GaseousLiquid 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 No Yes General Corrosion Conductive General Corrosion Corrosion monitoring Selection of monitoring techniques

54 δ мин δ запас Толщина стенки Т Мониторинг коррозии Определение 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.

55 δ мin δ spare THE WALL THICKNESS Т Corrosion monitoring Determination 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.

56 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 коррозии Определение чувствительности и времени отклика системы мониторинга

57 Objective monitoringSensitive rangeResponse time Corrosion tests0,1 – 10 mm/year1 hour– 1day Inhibition control0,1 – 10 mm/year12 hour– 6 day Corrosion control monitoring (critical pipelines, upset conditions) 1,0 – 10 mm/year6 hour– 3 day Corrosion control monitoring (control performance monitoring) 0,1 – 3,0 mm/year1week– 3month Inspection planning0,2 – 10 mm/year1 month– 6 month Inspection1,0 – 10 mm/year6 month – 10 year Corrosion monitoring Determination of Sensitivity and Response Time of the monitoring system

58 Мониторинг коррозии Регламент мониторинга 1 Формулировка цели мониторинга 2 Анализ трубопроводной системы 2.1 Паспортизация; 2.2 Разработка электронных карт (ГИС); 2.3 Коррозионно-гидравлические расчеты; 2.4 Анализ данных диагностики и статистики аварийности; 2.5 Определение механизма коррозии и выявление опасных участков 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

59 1 Definition of Monitoring Objective 2 Analysis of the pipelines system 2.1Certification; 2.2 Development of digital maps (GIS); 2.3 Corrosion-hydraulic calculations; 2.4 Inspection data and failures 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 monitoring Corrosion monitoring regulation

60 Мониторинг коррозии Внедрение системы мониторинга предварительный анализ трубопроводных систем Выбор мест расположения точек контроля Обследование трассы трубопроводов на участках с выявленной опасностью коррозии Определение предварительных мест размещения точек контроля с учетом Определение коррозионного износа стенки трубопровода в выбранных точках контроля средствами неразрушающего контроля Окончательный выбор мест расположения точек контроля Выбор средств и методов коррозионного мониторинга Выбор методов коррозионного контроля Выбор исполнения и чувствительности измерительных устройств Разработка регламента мониторинга коррозии

61 Preliminary analysis of the pipeline system Corrosion monitoring Implementation 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 pipelines 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 systems 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

62 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 рисков Целевые показатели Результаты

63 Performance and monitoring General 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 Assessment Targets Results

64 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; Ингибирование Фактическая 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 Мониторинг Соблюдение графика операций по мониторингу скорости коррозии; Соблюдение периодичности контроля технологических параметров трубопроводов; Соблюдение графика контроля качества ингибиторов; Соблюдение графика замеров толщины стенки

65 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 pipelines wall thickness on critical sections, according to NDT inspection data. Corrosion inhibitor residual in critical section and pipe end; Inhibition Factual inhibition availability; Inhibitors 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 Monitoring Observance of the schedule of operations on monitoring corrosion; Observance of periodicity of control of pipelines technological parameters Observance of the schedule of inhibitor quality control; Observance of the schedule of wall thickness measurements Performance and monitoring Performance criteria

66 Практика ингибирования Пример: УПСВ «Крапивинское» - ЦППН «Пионерный» Ингибирование Постоянное дозирование, водорастворимые ингибиторы, дозировка 20 – 25 г/м 3 Мониторинг 3 узла контроля коррозии. Контролируемые параметры: Скорость коррозии образцов-свидетелй; Химический состав; Структура потока; Остаточное содержание ингибитора. Протяженность – 200 км Расход – м 3 /сут Обводненность ~ 5 % Механизм коррозии: коррозия в местах образования водных скоплений Текущая ситуация Доступность ингибирования – 67 %

67 Inhibition practice Example: BPS «Crapivinskoe» - CPP «Pionernyiy» Inhibition Continuous injection, water-soluble inhibitors, dosage 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 – m 3 /day Water cut ~ 5 % Corrosion mechanism: corrosion in the water accumulation places Present situation Inhibition Availability – 67 %

68 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

69 Shortcomings of the current corrosion monitoring Risk factor – water accumulation The coupon there arent in continuous contact with the corrosion active water There arent data about factual inhibition effectiveness NDT inspection actions are not Run There arent data about the factual pipelines 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 arent operational data about mediums aggressiveness Inhibition practice Example: BPS «Crapivinskoe» - CPP «Pionernyiy» Risk factor – water accumulation

70 Предлагаемая структура взаимодействия Генеральный директор Главный инженер Отдел технического надзора Руководитель группы Технический 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.

71 Proposed interaction structure General Director Chief-engineer Engineering supervisions department Team manager Technical productions 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.

72 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

73 Proposed structure of CORMACO team on maintainability engineering PIPELINES INTEGRITY TEAM MANAGER OIL COMPANY Pipelines integrity Team Manager Company CORMACO Corrosion engineerChemical engineer Planning engineer/ control system

74 База Данных Лаборатория Коррозии и ингибирования Моделирование коррозии Выбор ингибиторов Проектно-Технологический Сектор Экспертиза Проектов и текущих Операций Сектор ИТ Интеграция Прикладных Программ Система обработки информации Система Оценки Рисков Система выбора ингибиторов КОРМАКО Управление Компании СТРАТЕГИЯ ЦЕХ Мероприятия Программа Скорость коррозии Дозировка ИК Режим течения Остат. Толщ. Вынос осадков Предлагаемая схема взаимодействия с КОРМАКО Трубопроводные системы Служба Эксплуатации Трубопроводов КОРМАКО

75 Database Corrosion and inhibition Laboratory Corrosion modeling Inhibitors 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/ monitoring Program Corrosion rate Corrosion Inhibitor dosage Flow regime Remnant wall thickness Pigging Proposed interaction scheme with CORMACO Pipelines systems Pipeline Maintenance Service CORMACO Accident risk RiskRange Pipeline 1 A DGJ Pipeline 2 B E H K Pipeline 3 CF IL Conse quence Pipeline1Pipeline2Pipeline3 Inhibitor dosage AKD Critical corrosion rate BLD Pigging periodicity XYZ CORMACO

76 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

77 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

78 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

79 CORMON – World leader on production of corrosion monitoring equipment. Some equipments produced by CORMON dont have analogy of technical characteristics. These are CEION devices and probes for corrosion rate monitoring and its single model DCU-3. CORMACO - exclusive authorized and approved agents and distributors in Russia for Cormon ltd. We have Certification of Authorized and approved to check, screen and repair Cormon products in Russia CORMACO can supply, and service equipments CORMON, so as realize training of the Customers 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

80 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.

81 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

82 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

83 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

84 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

85 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 Inhibitors dosage Treatments periodicity Systematization of information Databases Corrosion-hydraulic calculation Analysis of Information Reporting Customer

86 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»

87 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

88 Дозировка – 14 г/т, скорость коррозии 0,46 мм/год Дозировка – 12 г/т, скорость коррозии 2,76 мм/год Дозировка – г/т, скорость коррозии 0,006 мм/год Контроль ингибиторной защиты Образцы-свидетели Приборы электросопротивления

89 Dosage – 14 g/т, Corrosion rate – 0,46 мм/year Dosage – 12 g/т, Corrosion rate – 2,76 мм/year Dosage – g/т, Corrosion rate – 0,006 мм/year Inhibitor protection monitoring Corrosion Coupons Electrical Resistance Corrosion rate, мм/year Inhibitors dosage,g/g Corrosion rate of the coupons, мм/year Inhibitors dosage,g/g Inhibition residual, г/т

90 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: 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

91 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: Industrial pipelines Nondestructive Tests 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

92 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

93 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

94 Маркшейдерские карты Космоснимки Схемы Сбор картографической информации База данных ГИС Электронные карты Тематические карты Принципиальные схемы Топографические карты ЗАО «КОРМАКО» Геоинформационные системы Система глобального позиционирования (GPS) - сбор информации на месте

95 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

96 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

97 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

98 Менеджмент компании Company Managers Директор: Гончаров Валерий Александрович Исполнительный директор: Хусаинов Мансур Анварович Зам. Директора по науке: Гамез Рикардо Солано тел. +7 (3466) , тел./факс +7 (3466) Director: Valery A. Goncharov Executive Director: Mansour A. Khusainov Deputy Director on researches: Ricardo S. Gamez Phone. +7 (3466) , Phone/Fax +7 (3466)