проведення вибіркового ремонту труб в місцях виявлених дефектів, які підпадають по критерії від браковки труб по РД 39-132-94

розробка програми планово-запобіжного ремонту і її проведення в зазначені терміни.

проведення вибіркового ремонту ізоляції в місцях виявлених дефектів ізоляції

збільшення дозування інгібітору корозії при його недоліку для створення достатньої внутрішньої ізолюючої оболонки (усунення дефектів інгібіторної оболонки внутрішньої поверхні трубопроводу)

застосування технологічних заходів, що знижують агресивність внутрішніх середовищ: наприклад, попереднє скидання води, нейтралізація корозійний-небезпечних компонентів (Кисню, Вуглекислого газу і Сірководня), обмеження дебіта свердловин у разі агресивності робочого середовища, обумовленого винесенням механічних домішок, осушення вологого нафтового газу і ін.

3.Основні прогнозовані проблеми і шляхи їх рішення

Проблеми при застосуванні способів локального і інтервального контролю і шляху їх рішення.

Суцільний контроль Внутрішньотрубними інспекційними снарядами (ВІС) в багатьох місцях фізично провести неможливо через те, що ПТ не обладнані камерами пуску і прийому очисних і діагностичних пристроїв, часто мають змінний по довжині діаметр, врізання для підключення інших трубопроводів. За попередньою оцінкою, ВТИ можна використовувати для діагностування (15.20)% загальній протяжності ПТ, тому для основної кількості ПТ, при оцінці технічного стану вимушено використовуватимуться локальні і інтервальні методи ТД.

Проблемою при застосуванні способів локального і інтервального контролю є пошук місць можливої локалізації пошкоджень, в яких провести локальну діагностику.

Для пошуку місць проведення локальної діагностики, потрібно проводити обов'язкову роботу, пов'язану з моделюванням процесів корозії і оцінкою агресивності внутрішніх і зовнішніх середовищ і станом ізолюючих оболонок.

Для моделювання можливих місць локалізації пошкоджень стінки труби із слід використовувати наступні, розроблені на сьогоднішній день методи:

прогнозування корозійний-небезпечних зон по гідродинаміці потоків і іншим чинникам, наприклад, з використанням програмного забезпечення «Екстра, версії 5.0».

використання інструменту аналогій для прогнозування поведінки ПТ за відомими даними по потоку відмов на схожому з ним за умовами експлуатації ПТ.

розрахункове знаходження місць трубопроводів з підвищеними і неприпустимим напружено-деформованим станом, викликаним відхиленням осі трубопроводу від проектного положення які також можуть бути концентраторами дефектів

визначення корозійної агресивності внутрішніх середовищ і стану інгібіторної оболонки з використанням вузлів контролю корозії

визначення корозійною агресивність зовнішніх середовищ визначенням електропровідності грунтів, із засоленност і вологості

визначення стану ізоляції методами електрометрії

можливе застосування і інших підтверджених практикою методів пошуку потенційно-небезпечних зон ПТ.

Локальна діагностика повинна проводитися в тих місцях, де за даними розрахункових і практичних методів знайдені потенційно-небезпечні зони.

Слід зазначити, що не дивлячись на наявні напрацювання, точність прогнозу потенційно-небезпечних місць далеко не завжди задовільна, оскільки існуючі математичні моделі дають великі погрішності. Для вирішення завдання прогнозу потенційно-небезпечних місць необхідне вкладення сил і засобу у вивчення механізмів корозії і поведінки металу в типових технологічних середовищах. При цьому точність прогнозування потенційно-небезпечних місць зростатиме, що підвищить достовірність результатів цих видів діагностики. Проведення даної роботи може дозволити також знайти способи запобігання корозійному зносу на підставі знання механізмів корозії.

У зв'язку з різноманіттям умов експлуатації робота це складна, така, що вимагає вивчення механізмів корозії на фундаментальному рівні. Для того, щоб досягти результатів буде потрібно декілька років, може йтися про цільову програму на 3-5 років.

Свого часу, тільки концентрація наукових сил і засобів на проблемах сірководневого корозійного розтріскування під напругою, дозволили визначити механізми цього явища і основні чинники, що впливають на стійкість сталей до СКРН, що дозволило виробити вимоги до сталей, стійким до СКРН і таким чином практично вирішити цю проблему. Механізм тих видів корозії, по яких відбувається основна частина руйнувань трубопроводів в умовах нафтопромислів вивчається не систематично і не глибоко, тому до цих пір немає вагомих результатів в цій області. Але втрати від корозії промислових трубопроводів, як правило, не обтяженою напруженим станом металу, набагато вище в промислових трубопроводах Росії, чим від разом узятих СКРН, Стресс–коррозії і корозійній втомі. На жаль основні проблеми нафтовидобувних підприємств з високою аварійністю пов'язані саме з відсутністю наукового опрацьовування механізмів корозії нафтопромислу. Поки кон'юнктура світових цін на нафту дозволяють зробити це, нафтові компанії повинні уважно віднестися до цієї роботи на основі цільової 2-3 літніх програми.

Наступна проблема пов'язана з тим, що при проведенні локального ультразвукового контролю напрацювання об'єкту повністю може бути визначене тільки з використанням апарату теорії вірогідності, а не тільки за фактичними даними, як це іноді прийнято.

При проведенні ультразвукового контролю відсутня уніфікація системи контролю: не вказані чіткі критерії по кількості і місцеположенню вимірів, що проводяться. Це приводить до того що витративши засоби і час на шурфовку трубопроводу, проводиться 2-3 виміри в навмання узятих крапках і труба знову закопується. При такому підході вірогідність знайти дефект наближається до нуля.

Проблеми при застосуванні способів суцільного контролю і шляху їх рішення.

Внутрішньотрубна інспекція (ВТІ), як спосіб ТД має власні обмеження які також треба враховувати при виборі типу снаряда з урахуванням передбачуваних дефектів.

Недоліки ультразвукових снарядів:

Не можуть визначити глибину дефектів, певнішої величини (близько 0,7...0,8 товщина стінки)

Необхідна суцільна рідка фаза, що робить неможливим їх використання в системах нафтозбору, що завжди містять попутний нафтовий газ.

Залишки парафіну або відкладень на внутрішній поверхні труби приводять до втрати відображеного сигналу, що викликає необхідність вельми ретельного очищення внутрішньої поверхні.

Недоліки магнітних снарядів:

Не можуть визначати або поздовжні, або поперечні дефекти залежно від розташування датчиків.

Не можуть визначати дефекти малої глибини (близько 0,2.0,5 товщини стінки залежно від його розмірів)

Недостатньо точно визначають глибину дефекту, що вимагає проведення додаткового локального обстеження на ділянках де виявлені втрати