Ингибиторы коррозии в нефтяной промышленности: Ингибиторы коррозии для нефтяной промышленности

alexxlab | 11.04.1994 | 0 | Разное

Карта сайта

Карта сайта

• Продукция
  • Хладоносители
    • Хладоноситель ХНТ
    • Хладоноситель ХНТ-НВ
    • Хладоноситель ХНТ-СНВ
    • Хладоноситель ХНТ-КФ
    • Жидкость для консервации ХНТ-60
    • Пропиленгликоль СП-ПГ-Х
    • Хладоноситель Spektrogen S
    • Кремнийорганическая жидкость Spektrogen MS
  • Теплоносители, антифризы
    • Пропиленгликоль СП-ПГ-Х
    • Антифриз Spektrogen GI
    • Теплоноситель Spektrogen ОЖ
    • Теплоноситель Spektrogen S
    • Теплоноситель Spektrogen S-LV
    • Высокотемпературный теплоноситель Spektrogen MS
    • Антифриз ХНТ
    • Теплоноситель ХНТ-Э-35
  • Ингибиторы коррозии, антикоррозионные добавки
    • Ингибитор коррозии СП-В-10-0
    • Ингибитор коррозии СП-В-10К
    • Ингибитор коррозии СП-В-12-0
    • Ингибитор коррозии СП-В-14-0
    • Ингибитор коррозии СП-В-10-Б41
    • Ингибитор коррозии СП-В-К67
    • Ингибитор коррозии СП-В-Н2С
  • Жидкость для промывки теплообменников
    • Жидкость для промывки СП-ОМ-99К
    • Средство для промывки СП-ОМ-82Л
    • Жидкость для промывки СП-ОМ-77Ц
    • Очиститель металла СП-ОМ-84Н
    • Биоцид СП-В-7801
    • Биоцид СП-В-7191
    • Ингибитор коррозии СП-В-10-0
  • Биоциды
    • Биоцид СП-В-7555
    • Биоцид СП-В-7801
    • Биоцид СП-В-7451
    • Биоцид СП-В-7191
    • Биоцид СП-В-Б150
  • Дезинфицирующие средства
    • Средство для дезинфекции Спектроцид ЧАС25
    • Средство для дезинфекции Спектродез
  • Пищевые добавки
    • Комплексная пищевая добавка Лемикур
    • Восстановитель свежести Лемикур 42М
    • Комплексная пищевая добавка ПРАМ-Вашбиф
    • Комплексная пищевая добавка ПРАМ-классика
    • Комплексная пищевая добавка ПРАМ-ПОРК
    • Комплексная пищевая добавка ПРАМ-Чикен
  • Кормовые добавки
    • Кормовая добавка Спектроформ-Л
    • Кормовая добавка Формацит
    • Кормовая добавка Формацит-Д
    • Кормовая добавка Спектрокс
  • Контрактное производство
  • Химическое сырье
• Области применения
• Услуги
  • Мониторинг текущего состояния теплообменных и водооборотных систем
  • Промышленная водоподготовка и водоочистка
  • Анализ теплопередающих жидкостей (теплоносителей, хладоносителей и т. п.)
  • Восстановление состава и свойств (регенерация) теплопередающих жидкостей
  • Промывка теплообменного оборудования
  • Определение и корректировка водно-химических режимов для водооборотных циклов
  • Системы дозирования ингибиторов коррозии и биоцидов
  • Скачать опросный лист, заявку на анализ
• Где купить
• Нам доверяют
• О компании
  • Патенты
  • Публикации
  • Отзывы
  • Дипломы и награды
• Контакты

Защита от h3S и СО2 коррозии – АО «Полиэкс»

• org/Breadcrumb”>Главная
• Технологии и реагенты

Задать вопрос

Наши специалисты ответят на любой интересующий
Вас вопрос

Коррозия – это острая проблема нефтяных и газовых промыслов, где на многих этапах производства присутствует вода, либо поступающая из геологических пластов, либо закачиваемая через системы поддержания пластового давления. Обсадные трубы, наземные трубопроводы, емкости под давлением и резервуары для хранения подвержены внутренней коррозии, которую усиливает наличие CO

2 и H₂S в газовой фазе, а иногда и наличие кислорода в закачиваемой воде.

Убытки, причиняемые коррозией в нефтегазовой отрасли, оцениваются в миллиарды долларов, включая затраты, вызванные преждевременным выходом оборудования из строя, замену оборудования, производственные убытки, расходы на защиту окружающей среды. Перед специалистами стоит задача продлить срок службы и обеспечить надежную эксплуатацию оборудования, обеспечить непрерывное производство продукции, контролировать риски, связанные с коррозией. Решить эту задачу во многом позволяет использование ингибиторов коррозии.

Технологии  и реагенты для борьбы с СO₂ и H₂S коррозией при добыче и транспорте нефти и газа:

1. Пленкообразующие ингибиторы СO₂ и H₂S коррозии серии ПОЛИ-ИНКОР^® (ПОЛИ-ИНКОР^® 365 м. 011, ПОЛИ-ИНКОР^® 365 м. 021, ПОЛИ-ИНКОР^® 365 м. 920Б) для защиты систем нефтепроводов, обсадных труб, внутрискважинного и нефтепромыслового оборудования, применяемые как по технологии непрерывного дозирования, так и по технологии периодической обработки.
2. Пленкообразующие ингибиторы СO₂ и H₂S коррозии серии NORUST^® (NORUST^® 760, NORUST^®9805) для защиты систем нефтепроводов, обсадных труб, внутрискважинного и нефтепромыслового оборудования, применяемые как по технологии непрерывного дозирования, так и по технологии периодической обработки.

Для систем нефтепроводов подача ингибитора, как правило, осуществляется с применением дозировочного насоса,  для обработки затрубного пространства скважин, оборудованных ЭЦН, для защиты подземного оборудования чаще применяется периодическая  обработка один раз в 1-2 недели, возможна задавка ингибитора в пласт или спуск ингибитора  в дозирующих устройствах – контейнерах, устанавливаемых под УЭЦН.

Выбор ингибитора и технологии его применения зависит от требований к устойчивости образовавшейся пленки во времени, а также от режима функционирования и факторов, осложняющих эксплуатацию нефтепромыслового оборудования. Дозировка ингибитора зависит от степени зараженности и коррозионной активности среды и определяется лабораторным тестированием. 

---

Применяемая продукция

Поделиться ссылкой:

Вернуться к списку

Советы по автоматизации ингибиторов коррозии в нефтегазовой промышленности

Ингибиторы коррозии могут быть единственным наиболее важным химическим веществом, применяемым в нефтегазовой промышленности. Ингибиторы коррозии, используемые для защиты скважин, трубопроводов, резервуаров, компрессоров и почти любого другого внутрискважинного или наземного оборудования, являются основой хорошей программы обеспечения целостности активов, предназначенной для снижения частоты отказов оборудования. Без ингибиторов коррозии сильно пострадали бы производители нефти и газа, транспортеры и переработчики.

 

В этом блоге мы хотим предложить несколько полезных советов операторам нефтегазовой отрасли и сервисным компаниям, которые хотят автоматизировать впрыск ингибитора коррозии с помощью контроля уровня в резервуаре, управления насосом или управления PPM в режиме реального времени.

 

Во-первых, краткий обзор того, «что, когда и почему» ингибиторы коррозии используются в нефтегазовой отрасли. Хотите перейти к советам? Идите вперед, нажав здесь!

 

Что вызывает коррозию в нефти и газе?

Согласно недавнему исследованию, проведенному Ассоциацией защиты материалов и характеристик (AMPP, ранее NACE), коррозия ежегодно является причиной убытков и убытков мировой экономики на сумму более 2,5 триллионов долларов (с буквой «Т»). Для тех, кто ведет счет, это 3,4% мирового ВВП.

 

Это просто поразительно. Очевидно, что сдерживание коррозии имеет огромное финансовое значение для мировой промышленности.

 

Коррозия затрагивает многие отрасли помимо нефтегазовой, при этом прямые затраты на коррозию исчисляются десятками миллиардов долларов.

 

Но что вызывает коррозию в нефтегазовых процессах?

 

Во-первых, полезно конкретно указать, что такое коррозия в нефти и газе. Проще говоря, коррозия — это процесс, при котором рафинированные металлы, такие как сталь, вступают в химическую реакцию, вызывающую химическое или электрохимическое разрушение металла.

 

В нефтегазовых процессах коррозия металлического оборудования обычно возникает в результате одного из следующих процессов

 

• Сладкая коррозия – металл подвергается воздействию углекислого газа (CO ₂ ) или кислорода (O ₂ ) в присутствии воды
• Кислая коррозия – металл подвергается воздействию сероводорода (H ₂ S) в присутствии воды
• Микробная коррозия (MIC) – металл подвергается воздействию коррозионно-активных отходов, таких как CO ₂ , H ₂ S и кислоты, вырабатываемые бактериями
• Гальваническая коррозия – металл корродирует при контакте с другими металлами в электролите, часто в нечистой воде

Во многих случаях ингибиторы коррозии используются для предотвращения этих типов коррозии в нефтегазовых процессах.

 

Вода, бактерии и высокосернистый газ являются одними из основных причин коррозии в нефтегазовых процессах.

 

Что такое ингибитор коррозии?

Ингибитор коррозии представляет собой химическое соединение, предназначенное для предотвращения или замедления процесса коррозии с помощью физических или химических средств.

 

Ингибиторы коррозии используются в качестве стационарных добавок к нефтегазовым процессам, то есть их постоянно вводят для предотвращения коррозии.

 

Ингибиторы коррозии — это лишь один из способов борьбы с коррозией в нефтегазовой промышленности. Другие методы включают катодную защиту, защитные покрытия и выбор подходящего материала.

Типы ингибиторов коррозии в нефтяной и газовой промышленности

В нефтяной и газовой промышленности для замедления коррозии используются 3 основных типа химических веществ:

Пленкообразующие ингибиторы коррозии

Пленкообразующие ингибиторы коррозии физически предотвращают коррозию, образуя пленку на внутренней поверхности трубопровода или сосуда. Эта пленка отталкивает воду, содержащую коррозионно-активные элементы, предотвращая контакт с поверхностью трубопровода. Существует много типов химических веществ, используемых в пленкообразующих ингибиторах коррозии, хотя часто используются побочные продукты азола и пиримидина. В некоторых случаях можно также использовать пленкообразующие ингибиторы коррозии для предотвращения образования нежелательных отложений, таких как накипь, на внутренних деталях трубопровода. Их часто называют «смешанными ингибиторами» или «комбинированными ингибиторами».

 

Пленкообразующие ингибиторы коррозии предотвращают коррозию, прикрепляясь к стенкам трубопровода и создавая защитный барьер, отталкивающий воду.

 

Поглотители газов

Поглотители газов, такие как поглотители кислорода, поглотители углекислого газа и поглотители сероводорода, ингибируют коррозию за счет химического преобразования агрессивных газов в неагрессивные материалы посредством химических взаимодействий. Эти химические вещества часто содержат триазин или различные амины.

Биоциды

Биоциды подавляют микробную коррозию (MIC), убивая и предотвращая образование колоний бактерий. Глутаровый альдегид является распространенным биоцидом, используемым в нефтегазовой промышленности.

 

 

Эти три типа ингибиторов коррозии вводятся в процессы добычи нефти, воды и природного газа для предотвращения коррозии оборудования, трубопроводов и сосудов.

 

Задача, конечно же, заключается в том, чтобы выяснить, сколько ингибитора коррозии необходимо вводить. Поскольку многие из этих химикатов могут создавать проблемы для последующих процессов и очистки, важно свести к минимуму чрезмерное использование химикатов. В то же время недостаточное вливание подвергает активы риску банкротства.

 

Таким образом, нефтегазовые операторы и их поставщики услуг ищут более эффективные способы расчета скорости закачки ингибиторов коррозии и автоматизации обработки концентраций.

 

Советы по автоматизации впрыска ингибиторов коррозии

Поскольку точное химическое впрыскивание ингибиторов коррозии имеет решающее значение для снижения затрат во всех нефтегазовых процессах, операторам любого размера следует рассмотреть экономичные способы автоматизации впрыска ингибиторов коррозии.

 

Вот 3 полезных совета по автоматизации впрыска ингибитора коррозии в нефтегазовых процессах.

1. Используйте расходомер

Один из самых простых способов минимизировать потери ингибиторов коррозии при сохранении приемлемой целостности активов — использовать данные расходомера в режиме реального времени для определения скорости закачки.

 

В большинстве случаев пленкообразующие ингибиторы вводят в технологический процесс в точных концентрациях, исходя из известных значений содержания воды и примесей в этом процессе. Предполагая, что эти проценты остаются стабильными, расходомер может указать необходимый объем ингибиторов коррозии на основе заданной концентрации.

 

Это особенно полезно в процессах, где скорость потока значительно колеблется изо дня в день, например, в системах удаления соленой воды или в системах перекачки пластовой воды.

 

На этой диаграмме показано, как система WellAware On Demand Chemical Automation поддерживает закачку с заданной концентрацией (5 частей на миллион) путем изменения уставок насоса для химикатов (показаны оранжевым цветом) на основе показаний расходомера воды.

 

Например, если оператор хотел ввести ингибитор коррозии с концентрацией 20 частей на миллион (PPM) в водопровод, расходомер может указать объемы впрыска. Если скорость потока воды составляет 25 000 баррелей в день, то оператор должен ввести 21 галлон в день ингибитора коррозии. Если бы скорость потока воды снизилась до 10 000 баррелей в день, скорости закачки ингибитора коррозии в 8,4 галлона в день было бы достаточно (расчеты показаны ниже).

Скорость ингибитора коррозии = концентрация x Коэффициент конверсии x коэффициент преобразования

Скорость ингибитора коррозии = 25 частей/1 000 000 Части x 25 000 баррелей/день x 42 Гал/BBL

Скорость ингибитора коррозии = 21 галлон

Коррозия. Доза ингибитора = концентрация * расход воды * коэффициент пересчета

Доза ингибитора коррозии = 25 частей / 1 000 000 частей x 10 000 баррелей в день x 42 галлона/баррель

Доза ингибитора коррозии = 8,4 галлона в день

 

Как видите, обновление доз ингибиторов коррозии как можно чаще с использованием расходомера оказывает значительное финансовое и операционное влияние. Если бы оператор в приведенном выше примере поддерживал скорость закачки на уровне 21 галлон в сутки, предполагая стабильный расход воды в 25 000 баррелей в сутки, но средний расход воды фактически составлял 15 000 баррелей в сутки, это привело бы к более чем 250 галлонам и примерно 2500 долл. США в виде потерь химикатов каждый месяц. .

 

2. Измерение ниже по течению для информирования будущих приложений

Одним из наиболее распространенных способов обеспечения надлежащего уровня обработки пленкообразующими ингибиторами является измерение остаточных химических веществ на выходе. Измерение остатков включает отбор проб жидкостей ниже по потоку для определения концентрации ингибиторов коррозии в процессе.

 

Если ингибиторы коррозии применяются в соответствующих концентрациях, после них должны быть некоторые, хотя и минимальные, остаточные химические вещества. Если остатков нет, можно предположить, что мы не получаем полной защиты. Если мы измеряем слишком много остатков, то можем предположить, что мы переоцениваем.

 

Аналогично остаточному измерению, компании должны начать измерение фактической коррозии в оборудовании после впрыска ингибитора коррозии с помощью датчиков коррозии. Этот процесс «замыкания петли» может со временем показать, насколько эффективны ингибиторы коррозии в предотвращении коррозии.

 

Конечно, процесс измерения коррозии может быть сложным. Может быть трудно понять, где размещать датчики и когда снимать показания. В одиночных приложениях это может быть мало полезно.

 

Однако, если процесс масштабируется на все операции и регулярно собираются данные о концентрациях закачки, типе используемой химии и распространенности коррозии, могут появиться значимые тенденции.

 

Хотя измерение остаточных примесей и, в меньшей степени, коррозии является относительно распространенной практикой на нефтяных месторождениях, операторы и сервисные компании могут сделать еще один шаг вперед, создав контекстуализированную базу данных скоростей обработки, дебитов, остаточных замеров, измерений коррозии, и другие переменные процесса, такие как качество процесса, давление, температура и т. д.

 

Со временем компании смогут использовать эти данные, применяя алгоритмы расширенной аналитики или машинного обучения, чтобы определить, как различные переменные процесса влияют на эффективность ингибиторов коррозии, используя эти модели для информирования новых приложений по обработке.

 

3. Измерение фактического использования химикатов

Для любого нефтегазового оператора или поставщика услуг, заинтересованного в снижении стоимости коррозии и ингибиторов коррозии, два вышеупомянутых метода могут иметь большое значение.

 

Однако эти два метода должны основываться на точных данных об использовании химических веществ.

 

Слишком часто предполагается, что реальная дозировка химикатов происходит с предписанной скоростью. Анализ постфактум предполагает, что если насос был настроен на 15 галлонов в сутки, то за этот период времени он впрыскивал 15 галлонов в сутки.

 

На самом деле это предположение категорически неверно, и если на него полагаться, оно будет и дальше сбивать с толку тех, кто пытается оптимизировать свои программы автоматизации ингибиторов коррозии.

 

Компания WellAware проверила тысячи систем впрыска химикатов по всему миру. Мы отслеживали и автоматизировали системы, в которые в прошлом году было введено более 860 000 галлонов ингибитора коррозии.

 

В процессе работы мы узнали, что, как правило, насосы для впрыска химикатов не достигают своих целей в среднем на 40 %. В большинстве случаев химические насосы недокачивают химию .

 

 

Это явление может привести к тому, что те, кто полагается на предписанные скорости, могут предположить, что их программы обработки ингибитором коррозии неэффективны при предписанных концентрациях, что заставит их без необходимости увеличивать скорость закачки. Конечно, в действительности предписанные концентрации так и не были достигнуты. Во многих случаях концентрации ниже предписанных были бы достаточны, если бы системы впрыска химикатов действительно могли достигать таких концентраций.

 

Лучший способ сделать это — контролировать использование химикатов с помощью контроля уровня в баке для химикатов, а также отслеживать производительность насоса с помощью онлайн-контроллера насоса для химикатов.

 

Нужна помощь? Ознакомьтесь с нашей полной линейкой мониторов уровня химических реагентов, расходомеров и онлайн-контроллеров насосов для ингибиторов коррозии по адресу https://wellaware. us/chemical/

Управление ингибиторами коррозии в разведке и добыче нефти

Существует обширная сеть инфраструктуры в нефтегазовой отрасли между источниками углеводородов и их конечными потребителями. Одна из наиболее важных установок находится в добывающей промышленности, которая включает производство, передачу и хранение. Нарушение работы любого из этих блоков не только останавливает его работу, но и негативно влияет на работу последующих блоков. ¹

Углеродистые стали (CS) являются основными материалами в нефтегазовой промышленности. Использование CS снижает капитальные затраты, но увеличивает эксплуатационные расходы из-за необходимости ингибирования, проверки, мониторинга и укомплектования персоналом.

Использование ингибиторов коррозии является одним из распространенных методов борьбы с внутренней коррозией КС в нефтегазовой промышленности (непрерывная или периодическая закачка). В настоящее время доступны многие коммерческие ингибиторы коррозии, и вводятся новые продукты для использования в более агрессивных средах. При наличии надлежащей системы управления коррозией использование материалов CS может работать в условиях чрезмерной коррозии. ^2-4 Борьба с коррозией представляет собой систематический, активный и непрерывный процесс, который является технически обоснованным, экономически обоснованным и безопасным с точки зрения людей, инфраструктуры и окружающей среды. ¹

Управление коррозией включает различные этапы и для их реализации в нефтегазовых компаниях предложены разные модели, наиболее важной из которых является модель NACE International 2016. ⁵

Одной из основных задач управления коррозией является определение ключевых показателей управления химическими веществами. ⁵ Ключевые показатели эффективности (КПЭ) были введены для мониторинга систем управления коррозией. ⁶

В этой статье основное внимание уделяется ряду показателей, которые были определены и внедрены для измерения эффективности управления ингибиторами коррозии в добывающих нефтегазовых отраслях Ирана. После введения этих показателей были измерены и обсуждены результаты измерения КПЭ в оншорном и шельфовом регионах.

Ключевые показатели эффективности

В настоящее время анализ эффективности существующих систем для достижения организационных целей очень важен во многих производственных процессах. Благодаря управлению эффективностью можно выявить сильные и слабые стороны системы управления и, как следствие, двигаться в направлении повышения производительности, делая акцент на устранении слабых сторон. Для этого необходимо выбрать показатели, которые можно структурно рассчитать и использовать их результаты для улучшения процесса управления. ⁷

Таким образом, KPI являются критерием для измерения эффективности системы управления и определения стратегий контроля коррозии и поддержания целостности. Фактически, KPI обеспечивают систему раннего предупреждения о неожиданных утечках и поломках, которые ставят под угрозу механическую целостность и производительность, а также здоровье, безопасность и окружающую среду. ^8-9 С помощью KPI любой промышленный комплекс может планировать и реализовывать решения, влияющие на безопасность людей, улучшение производства, улучшение операций и снижение затрат. ⁹

Для оценки состояния управления ингибиторами коррозии, используемыми в нефтегазовой промышленности, ключевые показатели эффективности были определены на трех уровнях. Эти уровни определяются на основе использования показателей на разных уровнях управления. Эти три уровня описаны ниже.

Первый уровень этих показателей используется для топ-менеджеров и для принятия важных решений в организации. Чтобы понять индикаторы уровня 1, не требуется много информации о коррозии, и индикаторы в основном финансовые. Фактически, в отчете такого типа цель представления данных по борьбе с коррозией состоит в том, чтобы связать источники риска с их потенциальными будущими затратами.

Второй уровень KPI определяется для менеджеров среднего звена и используется для получения стратегий управления. На уровне 2 показатели в основном определяются для измерения степени соответствия выполненных действий предыдущим планам, и, наблюдая за этими показателями, менеджеры могут оценить успешную работу системы.

Третий уровень этих индикаторов в основном используется руководителями операционных подразделений и экспертами по коррозии для изменения существующих процедур. Показатели 3 уровня – это показатели, определяющие степень успешности работы системы в соответствии с критериями контроля коррозии и связанные с техническими факторами обслуживаемого объекта.

Определенные показатели для управления ингибиторами коррозии, используемыми в нефтегазовой промышленности, представлены в Таблице 1, Таблице 2 и Таблице 3. Кроме того, эти КПЭ можно использовать для управления другими химическими веществами, такими как ингибиторы образования накипи, биоциды, поглотители кислорода и т. д.

Полевые исследования

2019 и 2020 гг. Результаты представлены на рисунках 1 и 2. Результаты расчета КПЭ 2-го уровня в сухопутном и морском регионах показали, что за исключением индекса скребков в береговой зоне, который снизился в 2020 г. по сравнению с 2019 г.и находится в неблагоприятной ситуации, остальные показатели в 2019 и 2020 годах находятся в хорошем состоянии.

Регулярная очистка скребками является одним из факторов, влияющих на эффективность ингибиторов коррозии. Во многих нефте- и газопроводах такие факторы, как отложения песка и микроорганизмы, снижают эффективность ингибиторов коррозии и влияют на их эффективность. Такие факторы, как отсутствие установленного на трубопроводах оборудования для очистки скребков, снизили этот показатель. Поэтому необходимо попытаться повысить значение этого показателя, проведя соответствующие исследования.

Среди КПЭ 3-го уровня наиболее важными являются показатели готовности и скорости коррозии. Показатель скорости коррозии находится в удовлетворительном состоянии для обоих нефтяных регионов, но показатель готовности находится в относительно удовлетворительном состоянии для берегового региона и в неблагоприятном состоянии для морского месторождения.

Значение этого показателя напрямую влияет на работу системы впрыска и с увеличением значения показателя доступности количество коррозии в большинстве случаев снижается до желаемого уровня. Исследования показали, что отсутствие своевременной поставки ингибиторов коррозии является одним из важных факторов снижения значения этого показателя. Индикатор скорости закачки является еще одним важным показателем эффективности уровня 3. Уменьшение или увеличение скорости закачки относительно допустимого диапазона увеличивает скорость коррозии и затраты, соответственно, и окажет негативное влияние на перерабатывающие отрасли.

Износ насосов является наиболее важной причиной неправильного введения ингибитора в указанной дозе. Как в наземных, так и в морских регионах этот показатель находился в неблагоприятной ситуации в 2019 и 2020 годах. В связи с тем, что насосы напрямую влияют на производительность системы закачки и в случае неправильной эксплуатации вызывают закачку в несоответствующем диапазоне или без впрыска химиката важно уделить особое внимание этой части системы впрыска.

Как видно из индекса, большое количество работ по ремонту системы впрыска связано с насосами. Поэтому, поскольку производительность насосов напрямую влияет на эффективность системы впрыска, старые насосы необходимо модернизировать или не допускать их выхода из строя путем установки качественных деталей. Кроме того, насосы должны быть предотвращены от выхода из строя путем проведения более строгих профилактических мероприятий.

Для мониторинга скорости коррозии можно использовать соответствующие методы, такие как коррозионные купоны и датчики электрического сопротивления и линейной поляризации. Использование неподходящих методов может привести к неправильным результатам и последующим неправильным решениям. В береговом месторождении одновременное использование коррозионных купонов, зондов и измерение количества железа обусловило благоприятную ситуацию по этому показателю.

Однако количество индикаторов мониторинга коррозии на морском месторождении вызвало неблагоприятную ситуацию.

Выводы

На трех уровнях были введены наиболее важные КПЭ для эффективного управления ингибиторами коррозии и системами впрыска в нефтегазодобывающей промышленности.