Меню

Мосгорсуд признал ржавчину причиной для возврата автомобиля дилеру

Мосгорсуд признал ржавчину причиной для возврата автомобиля дилеру

Мосгорсуд оставил в силе решение, согласно которому дилера обязали вернуть деньги и заплатить штраф владельцу стремительно ржавеющего китайского автомобиля. Доводы продавца о том, что он исправно боролся с коррозией по гарантии, приняты не были.

Автомобиль китайского бренда Geely, о котором идет речь, был приобретен в ноябре 2016 года в ООО «Автодин-Кама» за 799 тыс. рублей. Гарантия изготовителя, как было указано в сервисной книжке, действовала 60 месяцев с момента покупки или до 100 тыс. км пробега. В зависимости от того, что наступит ранее. Отдельно оговаривалось, что для кузова и лакокрасочного покрытия изготовитель гарантирует отсутствие сквозной коррозии и производственных дефектов.

На деле качество покраски оказалось совсем неважным. В первый раз следы ржавчины на капоте владелец машины Смирнов обнаружил в феврале 2017 года. Менее чем через полгода после покупки автомобиля. Во второй раз недостаток лакокрасочного покрытия был выявлен в декабре. В этот раз коррозия проявилась под декоративным молдингом капота. Кроме того, было обнаружено шелушение лакокрасочного покрытия на торце крышки багажника, а также следы касания крышки багажника на заднем бампере из-за некорректного зазора.

Все эти проблемы ООО «Автодин-Кама» устраняло и далее готово было устранять по гарантии. Однако коррозия поражала все новые участки машины. Более того, при проведении гарантийных работ по окраске багажника было установлено, что недостаток лакокрасочного покрытия капота, который ранее уже устранялся, проявился вновь.

В итоге 22 января 2018 года Смирнов направил «Автодин-Кама» требование о возврате автомобиля и получении уплаченной за него суммы. Дилер сделать это отказался, и автовладелец обратился в Щербинский суд Москвы. Помимо стоимости машины, он потребовал у продавца выплатить неустойку, штраф и ряд других расходов. Всего около 2,5 млн рублей. В качестве третьего лица было привлечено ООО «Джили Моторс».

В итоге суд решил, что выявленные повреждения лакокрасочного покрытия являются производственным дефектом, который на момент приобретения автомобиля обнаружить было невозможно. Последующая окраска кузова является ремонтным воздействием, после которого машина уже считается бывшей в ремонте. А это значительно снижает ее стоимость. Смирнов же, приобретая автомобиль как новый, был вправе рассчитывать на его безупречные потребительские свойства в период гарантийного срока.

То обстоятельство, что выявленные дефекты лакокрасочного покрытия не препятствуют безопасной эксплуатации автомобиля, существенного значения, согласно решению суда, не имеет. В любом случае ржавчина определенно снижает эксплуатационные качества автомобиля, требуя их устранения. А это создает неудобства для покупателя, который в значительной мере лишается того, на что рассчитывал при заключении договора. Кроме того, произведенной экспертизой отмечено, что поскольку кузов исследуемого автомобиля является неотъемлемой его частью, то его разрушение под воздействием дальнейшего распространения коррозии металла может привести к изменению геометрии. Что недопустимо для дальнейшей эксплуатации машины. Таким образом, согласно решению, приобретенный автомобиль имеет «существенный недостаток».

В пользу Смирнова было взыскано 799 тыс. рублей, заплаченных за машину, неустойка и штраф – 150 тыс., а также расходы по оплате услуг представителя. В Мосгорсуде это решение устояло.

Источник

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Целью классификации отказов и ПС является обеспечение решения любых задач надежности (нормирования, анализа, оценки, прогнозирования и т.д.), требующих применения результатов классификации отказов и ПС.

1.2. Для решения задач надежности, требующих классификации информации об отказах (отказавшем изделии), и создания банка данных о надежности изделий разрабатывают (применяют) межотраслевые и отраслевые классификаторы.

Структура информации об отказах (отказавшем изделии) и рекомендуемые категории используемых классификаторов приведены в приложении 1.

1.3. При классификации отказов (ПС) должны быть решены следующие задачи:

определение конкретного вида (класса, группы, подгруппы) изделий, для которого следует производить классификацию отказов (ПС);

формирование классифицируемого множества отказов на стадиях разработки, производства, эксплуатации и ремонта;

установление классификационных признаков и метода классификации;

разделение множества отказов на подмножества на основе установленных признаков и в соответствии с принятыми методами.

1.4. При разработке классификатора отказов и ПС (информации об отказах) дополнительно определяют категорию классификатора (межотраслевой, отраслевой и т.д.), выбирают способ кодирования и устанавливают соответствующие коды для каждого элемента классифицируемого множества.

1.5. Результаты классификации отказов и ПС следует использовать для представления информации об отказах и ПС при:

анализе, оценке и прогнозировании надежности;

уточнении критериев отказов и ПС;

нормировании показателей надежности;

определении влияния на надежность факторов конструирования, изготовления и эксплуатации изделий;

анализе статистики и причин отказов и ПС, а также при разработке мероприятий по их устранению;

оценке эффективности мероприятий по обеспечению надежности, выборе системы диагностирования (контроля технического состояния), определении стратегии и тактики технического обслуживания и ремонта, расчета, расхода запасных частей;

создании информационных фондов по надежности изделий и др.

1.6. Глубина классификации отказов и ПС устанавливается в соответствующих отраслевых (межотраслевых) нормативно-технических документах и классификаторах.

1.7. В технически обоснованных случаях отдельные признаки классификации, установленные настоящим РД, допускается не применять,

В зависимости от особенностей изделия и решения конкретных задач надежности допускается применять и другие классификационные признаки, не установленные настоящим РД.

1.8. Классификацию ПС, основанную на технико-экономических признаках, устанавливают в отраслевых НТД.

2. ОБЩИЕ ПРАВИЛА ВЫБОРА ПРИЗНАКОВ КЛАССИФИКАЦИИ

2.1. Отказы и ПС классифицируют по следующим признакам:

последствия отказа (достижения ПС);

способы обнаружения отказа (достижения ПС);

внешние проявления отказа (достижения ПС);

механизмы отказов (достижения ПС);

причины возникновения отказов (ПС);

виды отказов (ПС);

связь с оценкой показателей надежности;

способы восстановления изделия после отказа (достижения ПС).

2.2. По последствиям отказов (ПС) классификационным признаком является критичность отказов (ПС) (приложение 2 табл. 4).

2.3. Способы обнаружения отказа (ПС) в зависимости от особенностей контроля, диагностирования и применяемых при этом методов и средств подразделяют на обнаруживающие отказ (ПС):

с использованием встроенных средств контроля;

с использованием внешних штатных и встроенных средств технического диагностирования (контроля технического состояния) и т.д.

2.4. Внешние проявления отказа (достижения ПС) в зависимости от возможных изменений характеристик и параметров изделий могут подразделяться на:

нарушение внешнего вида изделия (изменение цвета, формы, размеров и т.д.);

появление следов деградационных процессов (проявление процессов разрушения, коррозии, электрического пробоя и т.д.);

появление посторонних шумов и колебаний (стук, взрыв, вибрация и т.д.);

появление дыма или несвойственных нормальной работе изделия запахов;

подтекание рабочих жидкостей (газов);

снижение производительности или КПД;

увеличение расхода энергии, топлива, смазочных материалов и т.д.;

срабатывание сигнальных и защитных устройств и т.д.

При описании внешнего проявления отказа следует указывать не только вид, но и, степень его проявления (в необходимых случаях).

Классификация внешних проявлений отказов деталей и узлов изделий в зависимости от видов процессов разрушения приведена в приложении 2 (табл. 5).

2.5. Механизмы возникновения отказов (ПС) в зависимости от вида основного деградационного процесса, приводящего изделие к отказу (ПС) подразделяют на:

Классификация механизмов отказов для электрорадиоизделий (ЭРИ) приведена в приложении 2 (табл. 6).

2.6. Причины отказов (достижения ПС) делят на причины, связанные с несовершенством или нарушением установленных правил и (или) норм проектирования, изготовления и эксплуатации (конструктивные, производственные и эксплуатационные), и причины, связанные с естественными процессами старения, изнашивания, коррозии и усталости при соблюдении всех установленных правил и (или) норм проектирования, изготовления и эксплуатации.

2.7. Классификация видов отказов, применяемая при решении различных задач надежности (оценке, анализе отказов, прогнозировании и т.д.) приведена в табл. 1, классификация, общая для видов отказов и ПС — в табл. 2.

Классификация видов отказов

Характер изменения параметров во времени до отказа

Характер существования отказа во времени

Наличие предельного состояния после отказа

Классификация видов отказов и ПС

Обусловленность другими отказами

Повторяемость однотипных отказов (ПС)

Устранимый на месте эксплуатации

Устранимый на специализированном ремонтном предприятии

Возможность восстановления работоспособности изделия после отказа (достижения ПС)

2.8. В зависимости от целей оценки надежности изделий отказы могут быть подразделены на учитываемые и неучитываемые.

2.9. Способы восстановления изделия после отказа (ПС) в зависимости от вида возможных работ, проводимых при восстановлении изделия могут подразделяться на:

замена составной части;

замена сборочной единицы;

ремонт сборочной единицы заменой детали (ЭРИ);

ремонт сборочной единицы восстановлением детали;

регулировка и т.д.

2.10. Для формирования полного множества классифицируемых отказов (по выбранному признаку) при необходимости включают классификационные группировки типа «прочие», «неустановленные» и т.д.

3. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К СИСТЕМЕ КЛАССИФИКАЦИИ ОТКАЗОВ (ПС)

3.1. При классификации отказов (ПС) следует соблюдать следующие общие правила классификации:

Читайте также:  Диагностическое оборудование для реабилитации

каждый этап классификации должен производиться по одному и тому же классификационному признаку;

элементы классифицируемого множества должны быть ближайшими видами классификационной группировки;

элементы классифицируемого множества должны взаимно исключать друг друга;

объем всех элементов классифицируемого множества должен равняться объему классифицируемого множества.

3.2. Система классификации отказов (ПС) должна:

обеспечивать решение всего комплекса задач обработки классифицируемой информации;

обладать определенной гибкостью и избыточностью для возможного расширения и внесения необходимых изменений без нарушения структуры классификации;

быть сопрягаемой с взаимно-связанными системами классификации;

быть согласованной с алгоритмами обработки информации и обеспечивать наиболее эффективное использование средств вычислительной техники;

обеспечивать простоту и возможность автоматизации процесса ведения классификаторов.

3.3. Для создания системы классификации данных об отказах (ПС) следует использовать существующие классификации, установленные в ряде действующих государственных стандартов, приведенных в приложении 2, а также общесоюзные классификаторы промышленной продукции (ОКП) и предприятий и организаций (ОКПО). Для остальных компонентов информации об отказавшем изделии в отраслях должны быть разработаны соответствующие принципы классификации и связанные с ними методы кодирования.

3.4. При построении системы классификации отказов (ПС) могут быть применены иерархический и фасетный методы классификации.

3.5. Классифицируемая информация в случае использования иерархического метода разбивается по некоторому признаку на группировки (классы, подклассы, группы, подгруппы и т.д.), постепенно ее конкретизирующие.

Иерархический метод классификации используют в основном для классификации номенклатур (например, в ОКП).

3.6. Фасетный метод классификации обеспечивает образование соответствующих классификационных группировок путем комбинации значений, взятых из определенных фасетов. Набор фасетов при этом представляет собой группу признаков, по которым многократно и независимо делится классифицируемая информация.

Фасетный метод используют для классификации полной информации об отказах (ПС), а в качестве фасетов рассматривается набор характерных признаков (общих данных об изделии, условиях эксплуатации и т.д.). Последовательность расположения фасетов описывается фасетной формулой, фасеты в классификаторе занимают строго фиксированные места, значения фасетов могут быть расположены либо в классификационном порядке, либо в виде перечисления.

3.7. Фасетный метод может быть рекомендован в качестве основного метода классификации информации об отказах (ПС), обладает большой гибкостью, позволяя образовывать новые классификационные группировки, включать новые и исключать старые фасеты, хорошо приспособлен к машинной обработке.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

Рекомендуемое

Структура информации об отказавшем изделии и рекомендуемые категории используемых классификаторов

Источник



Коррозия скважинного оборудования, как важнейшая проблема при добыче нефти

Надежность и целостность нефтедобывающего оборудования напрямую связана со сроком его эксплуатации. Большинство месторождений, находящихся сегодня в разработке, открыты несколько десятков лет назад, что значительно осложняет процесс добычи нефти.

Среди прочего оборудования особую популярность в добыче приобрели установки электроприводных центробежных насосов – УЭЦН, основными причинами отказов которых являются отложения солей, смол, парафина, а также засорения механическими частицами.

УЭЦН, работающие в старых скважинах, также подвержены коррозийному воздействию. Именно поэтому защите скважинного оборудования от коррозии следует уделять особое внимание. Для выбора определенного метода защиты следует придерживаться научного подхода, позволяющего разобраться в видах коррозионного воздействия и причинах, вызывающих его.

Коррозия – это процесс самопроизвольного разрушения металла в следствие физико-химического или химического взаимодействия с факторами окружающей среды.

Важность борьбы с этим явлением подтверждается колоссальными убытками, которые несут предприятия за счет стоимости изделий и необходимости осуществления восстановительных мероприятий. Если говорить о добычи нефти, то сюда же можно отнести вынужденные простои скважин, потери добычи, а также сбои системы разработки месторождений.

Когда говорят о коррозии, то подразумевают воздействие на металлы и сплавы. Для других материалов наибольшее применение нашел термин «старение».

Коррозионные процессы – классификация

По виду агрессивных сред встречается следующие типы коррозии:

  • Газового характера;
  • Атмосферного характера;
  • коррозия в электролитах;
  • коррозия в неэлектролитах;
  • подземного характера;
  • биокоррозия;
  • коррозия блуждающими токами.

По условиям протекания:

  • контактная;
  • щелевая;
  • коррозия при неполном погружении;
  • коррозия при полном погружении;
  • коррозия при трении;
  • коррозия при переменном погружении;
  • межкристаллическая коррозия;
  • коррозия под напряжением.

В скважине контакт флюидов и оборудования может характеризоваться общей или локальной коррозией.

В первом случае коррозия протекает по всей поверхности металла или по какой-либо его части. При локальной коррозии, которая встречается чаще всего, разрушение металла происходит точечно. При этом могут наблюдаться сквозные повреждения.

При эксплуатации скважинного оборудования различают следующие виды локальной коррозии:

  • язвенная (питтинговая);
  • контактная;
  • подпленочная;
  • гальваническая;
  • коррозия пятнами;
  • коррозия в виде бороздок;
  • коррозия в виде плато;
  • мейза-коррозия.

Способы защиты от коррозии

Различают химические, физические и технологические способы защиты.

Первый способ заключается в применении химических реагентов, которые подаются в скважину и затрубное пространство различными способами. Наибольшую эффективность имеет подача реагентов из зоны продуктивного пласта, например, через нагнетательные скважины. При такой системе обеспечивается антикоррозионная защита скважинного оборудования по всей высоте.

Все чаще применяются физические методы защиты скважинного оборудования от коррозии. Нередко можно наблюдать антикоррозионные конструктивные особенности: применение нержавеющей стали, стеклопластика или антикоррозионного покрытия при изготовлении различных деталей и оборудования скважин. Следует сказать, что замена обычных труб на НКТ из «нержавейки» дает положительный эффект даже несмотря на значительную разницу в стоимости. Особо ярко этот эффект заметен в скважинах с проблемным флюидом в отношении коррозионной агрессивности.

Положительный эффект дает также покрытие основного металла корпуса УЭЦН различными легирующими металлами: хромом, никелем, кремнием и другими. В этом случае коррозионная стойкость сохраняется до тех пор, когда покрытие не имеет повреждений, которые нередко возникают во время спуска или подъема насоса из скважины.

Коррозию подпленочного типа в УЭЦН вполне реально исключить за счет электрохимической защиты, которая заключается в нанесении анодного покрытия, обладающего более отрицательным потенциалом по сравнению с основным металлом насоса и обсадной колонны. Суть такой защиты заключается в разрушении протекторного (анодного) покрытия, а не катода, которым в данном случае является основной материал УЭЦН. Защита будет действенной до тех пор, пока протекторное покрытие полностью не прокорродирует.

Этот же принцип действия протекторной защиты может применяться и без покрытия. В этом случае к защищаемому оборудованию присоединяется протектор, обладающий более отрицательным зарядом. По истечении срока службы протектора он растворяется и подлежит замене.

Известно, что основным агрессивным веществом в добываемой нефти является сероводород. Это вещество является продуктом жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий. Содержащийся в нем водород легко проникает в металл, значительно снижая его прочность, а осаждаемые на металлических поверхностях сульфиды железа образуют гальванические пары, в которых металл является анодом. В результате этого последний постепенно корродирует.

Наличие в скважине агрессивных микроорганизмов обусловлено также масштабами применения пресной воды в процессе разработки месторождений. А вот недооценка возможного влияния этих микроорганизмов в процессе биокоррозии может привести к преждевременным поломкам и отказам.

Наряду с водой развитию биокоррозии способствуют такие вещества, как азот, сера, кислород, которые являются питательной средой для микроорганизмов. Следует отметить, что микроорганизмы по-разному влияют на металлы. Например, цинк не подвержен разрушению, а латунь способна убивать агрессивные организмы. Именно поэтому к подбору основного материала скважинного оборудования необходимо подходить после тщательного анализа.

Необходимо также сказать, что борьба с проявлениями коррозионной агрессивности в нефтедобыче должна вестись комплексно. Только в этом случае удастся исключить вредоносное воздействие, сохранить промысловое оборудование и увеличить срок его службы.

Источник

Отказ оборудования из за коррозии

В соответствии с современными требованиями, предъявляемыми к предприятиям нефтедобычи по обеспечению промышленной безопасности, можно отметить ряд направлений по антикоррозионным мероприятиям, требующих:

  • повышения уровняэкологического и технического контроля;
  • повышения управляемости и прогнозируемости коррозионных процессов при переработке сырья;
  • рациональной организации системы мониторинга за коррозионной обстановкой и подачи химических реагентов, что обеспечивает достижение более 90% уровня защиты системы и многократное снижение аварийности;
  • обеспечение условий для увеличения межремонтного пробега технологического оборудования, за счет повышения управляемости и прогнозируемости процессов переработки;
  • накопления и систематизации данных, позволяющих подготовить обоснование для перехода к эксплуатации оборудования по текущему состоянию.

Процессы коррозии на объектах нефтедобычи определяются с одной стороны коррозионной агрессивностью технологических сред, с другой, химической устойчивостью металла, из которого изготовлено технологическое оборудование, то есть его коррозионной стойкостью. На установках подготовки нефти наибольшей агрессивностью по отношению к металлу аппаратов и трубопроводов обладают технологические среды, содержащие в своем составе воду с растворенными в ней кислородом воздуха и минеральными солями, хлороводород, сероводород, растворы гидроксида натрия.

Читайте также:  Детская площадка для дачи ЧЕ СПОРТ Классик 2

По мнению ведущих западных и российских специалистов [1,2], занимающихся изучением коррозионного износа нефтяного оборудования, можно выделить ряд существенных факторов, с которыми можно столкнуться в перспективе:

  • повышение серосодержащих соединений;
  • неподготовленность оборудования для переработки высокосернистых тяжелых нефтей;
  • увеличение рисков, ведущих к отказам оборудования из-за коррозии, особенно при простое технологических установок;
  • усиление влияния коррозионно-активных соединений (сера, соли, сернистых соединений и органических хлоридов).

Данное предположение связано с реальными прогнозами Европейской комиссии ЕС по увеличению добычи высокосернистой и тяжелой нефти до 2020 года (рис. 1).

Рис.1. График прогноза Европейской комиссии ЕС по добыче высокосернистой и тяжелой нефти до 2020 года.

В первую очередь в условиях изменения коррозионной активности рабочей среды и нестабильной эксплуатации оборудования коррозионному износу подвержены колонны, емкости, корпуса теплообменников и трубопроводы. В этих условиях помимо общей коррозии серьезной проблемой для целостности оборудования являются локальные виды коррозии (питтинговая, язвенная, межкристаллитная) а также коррозионное растрескивание, при этом прогнозирование и контроль существующими средствами в настоящее время крайне сложен и неоднозначен.
На процессы протекания локальных видов коррозии и коррозионного растрескивания существенное влияние оказывает ряд специфических факторов эксплуатации оборудования технологических установок. К таким специфическим факторам следует отнести:

  • применение химико-технологических методов защиты оборудования, в т.ч. и с использованием ингибиторов;
  • операции пропаривания аппаратов и трубопроводов перед проведением ремонтных работ с образованием коррозионно-агрессивных конденсатов;
  • простои оборудования при проведении ремонтных работ или по другим причинам, при наличии в оборудовании коррозионно-агрессивных отложений совместно с атмосферной влагой и кислородом воздуха.

Решение проблемы антикоррозионной защиты оборудования объектов нефтедобычи невозможно без проведения детального анализа особенностей и причин коррозионного поражения металла при эксплуатации как в регламентных, так и отличающихся от регламентных режимах. Существенную роль имеет человеческий фактор и системная методология по контролю рабочей среды и антикоррозионных мероприятий, проводимых при нейтрализации коррозионно-активных элементов, присутствующих в рабочей среде, в процессе добычи и подготовки нефти. В настоящее время большинство специалистов воспринимают коррозионный процесс как постоянный и стабильный процесс, за основу которого взяты результаты по фиксированным скоростям коррозии с течением времени. Обычно период определения скорости коррозии составляет один раз в месяц. К сожалению, в реальных условиях ситуация по влиянию коррозионно-активных элементов на процессы коррозии несет в себе иной характер, связанный прежде всего с изменением условий и состава среды на установках подготовки нефти. Исследования показали, что коррозия может возникнуть в связи с изменением условий процесса добычи, даже после нескольких лет стабильного обслуживания, и приводит к интенсивной точечной коррозии [3, 4]. Как правило, коррозией занимаются специалисты по коррозии только тогда, когда проблема стала критической и как только она будет решена, все возвращается к «нормальному» рутинному способу организации работы до следующего «неожиданного» проявления коррозии. В большинстве случаев, при организации антикоррозионных мероприятий проводят мониторинг коррозии с применением автономных средств измерений на основе методов потери веса (купоны), ультразвуковой толщинометрии (УЗТ) и аналитического контроля среды. При этом получаемая информация о коррозионном износе оборудования не имеет переменных процесса во времени, а лишь данные среднестатистических измерений, что является недостаточным для определения причин и условий коррозионной активности среды.

Анализ эффективности антикоррозионных мероприятий на предприятиях нефтедобычи в РФ в настоящее время показал, что существует большая зависимость оперативности получения данных о коррозионной активности рабочих сред и своевременности необходимых работ с последующей оценкой, анализом и выводами полученных результатов. При получении выводов важно иметь систематическую оценку применяемых методов контроля с учетом риска возможных отказов на фактически опасных направлениях оборудования, а также применения профилактических мер и мероприятий, наилучшим образом снижающих вероятность и риск отказа поврежденных элементов.

Антикоррозионные мероприятия могут дать эффект только в том случае, когда увеличится человеческий потенциал в выполнении правильных решений. Примеры неправильного использования мер борьбы против коррозии – такие как неправильный выбор и применение ингибиторов и их концентрации, материальное исполнение, тип покрытий и нарушения технологических режимов, недостаточность, а иногда и отсутствие использования результатов мониторинга коррозии методами, неконтролирующими коррозионные ситуации.

Неэффективное применение антикоррозионных мероприятий сказывается на экологическом воздействии на окружающую среду, потери дорогих химических реагентов, загрязнении технологических потоков продуктами коррозии, снижении эффективности, производительности и остановки производства.

Все вышеуказанные недостатки привели к развитию нового подхода к оценке коррозионной ситуации на предприятиях нефтедобычи. В 70-80-х годах прошлого века на предприятиях нефтедобычи ведущих компаний мира стали развиваться новые подходы коррозионного менеджмента и систем контроля. В ведущих зарубежных нефтяных ВР(Соединенное Королевство), Royal Dutch Shell, Chevron(США), Conoco Phillips Corporation, Cosmo Oil Company (Япония), Кувейт Gulf Oil Company (Кувейт) и др. компаниях стали применять системы коррозионного мониторинга реального времени, использующих комбинацию методов непрерывного контроля и компьютерную технику, что позволяет накапливать и анализировать данные с датчиков, расположенных в различных зонах технологического оборудования в химической и нефтехимической промышленности [5-7]. Снимаемые показания позволили повысить своевременность получения данных о скорости коррозии для каждого периода повышения ее интенсивности с последующим определением вызывающих их причин.
Таким образом, коррозионный мониторинг реального времени позволил сделать коррозионный процесс более информативным и своевременно корректировать антикоррозионную программу и подачу химических реагентов на технологическом оборудовании. В то же время человеческий фактор являлся ”столбом” неэффективного управления защитой от коррозии технологического оборудования. Статистика показала, что более 60% решений применяется не верно, как следствие этого запоздалые или несвоевременные решения.

С внедрением систем коррозионного мониторинга реального времени специалисты получат возможность использовать показатель скорости коррозии как еще одну переменную, которая позволит оптимизировать применение химических реагентов для того, чтобы свести к минимуму повреждение оборудования, увеличить производства, на основе непрерывного контроля коррозионных повреждений до приемлемого уровня действия рабочих сред на металл технологического оборудования. Это дало серьезный стимул для развития новых технологий коррозионной защиты в мировой нефтедобыче. Ниже представлена география развития систем коррозионного мониторинга реального времени в разных странах (рис. 2).

Рис. 2. Динамика развития систем реального времени в мире.

В настоящей статье приведены данные внедрения в РФ системы коррозионного мониторинга реального времени (СКМРВ), разработанной ООО «Коррсистем» на предприятии нефтедобычи ОАО «ЛУКОЙЛ» Нарьянмарнефтегаз. Уже почти два года система находится в промышленной эксплуатации и на сегодня можно сделать ряд выводов на основе имеющегося практического опыта.
Система СКМРВ состоит из трёх основных частей: измерительной, вычислительной и исполнительной. Измерительная часть включает в себя датчики коррозии ERнового типа, купоны. Вычислительная часть реализуется в стойке управления и измерения (СУИ) и рабочем месте оператора, а исполнительная часть состоит из автоматических регуляторов дозировочных насосов, насосов и/или регулирующих клапанов и форсунок для подачи реагентов. Ниже приведена схема внедренная на ЦПС «Южное-Хыльчую» ОАО «ЛУКОЙЛ» Нарьянмарнефтегаз. (рис.3)
Рис. 3. Схема системы коррозионного мониторинга реального времени.

С датчиков контроля параметрические сигналы поступают на блок оперативного контроля (трансмиттер), с которого после преобразования передаются на стойку управления и измерения. Вся поступающая информация накапливается на сервере коррозионного мониторинга и выводится на монитор (или принтер) в качестве основных параметров, влияющих на протекание коррозионных процессов.
В зависимости от показаний датчиков, в автоматическом режиме осуществляется регулирование подачи ингибитора посредством автоматического регулятора дозировочного насоса или регулирующего клапана. Количество подаваемого ингибитора меняется в автоматическом режиме (или при участии оператора) и зависит от показаний датчиков.

Рис. 4. Мнемосхема общего вида на РС оператора

В реальном времени на монитор поступают показания:

  • с датчиков коррозии, по которым возможна оценка коррозионных процессов в режиме реального времени;
  • с автоматических регуляторов дозирующих насосов, о динамику расхода подаваемых реагентов;
  • с расходомеров, о расходе реагентов через регулирующие клапана.

Система обладает визуальными и звуковыми ступенями предупреждения – тревога, опасность и норма, в случае отклонения от нормы, независимо от человеческого фактора, срабатывает программа установленных допустимых значений.
Система имеет выход на верхний информационный уровень предприятия и позволяет за сотни километров от установки отслеживать коррозионный процесс и эффективность ингибиторной защиты. В процессе работы, на основе сравнения непрерывно поступающих данных, исключается фактор человеческой ошибки и повышается достоверность показаний.
На рисунке 5 представлены реальные тренды показаний скорости коррозии и подачи реагентов в режиме реального времени.

Рис. 5. Тренд подачи ингибитора в зависимости от показаний датчика скорости коррозии.

Читайте также:  Аренда оборудования и инструментов в Краснодаре

Опыт применения автоматизированных систем коррозионного мониторинга реального времени на ЦПС «Южное-Хыльчую» ОАО «ЛУКОЙЛ» Нарьянмарнефтегаз показал высокую эффективность. Только на ЦПС получена прямая экономия дорогостоящих ингибиторов более 20 тонн за полгода. При этом, как показала практика, коррозионный процесс стал предсказуемым и управляемым (рис. 6.).

Рис. 6. Динамические тренды подачи ингибитора и скорости коррозии

Уровень коррозионного износа снизился, достоверность показаний повысилась и позволила отслеживать в реальном времени как за коррозионным процессом, так и за действиями персонала.
За время эксплуатации проводилась сверка показаний датчиков коррозии и применяемых купонов, при этом была получена совместимость показаний, что подтверждает достоверность снимаемых данных по скорости коррозии.

СКМРВ позволяет не только оптимизировать применение ингибиторов, но и повысить надежность эксплуатации технологического оборудования путем систематизации и внедрения современных методов и средств контроля коррозионных процессов в режиме реального времени.

Опыт эксплуатации СКМРВ, позволяет делать вывод о перспективности новых технологий в области защиты оборудования от коррозии на объектах нефтедобычи. Принцип действия системы коррозионного мониторинга построен на получении непрерывных показаний с датчиков контроля и системы дозирования реагентов, что позволяет получать более детальные данные по динамике коррозионных процессов и эффективности вносимых в рабочую среду химических реагентов. Подключение системы к верхнему информационному уровню предприятия позволило не только контролировать фактический расход реагентов и работу дозирующего оборудования, но и соблюдение техрегламента по защите оборудования от коррозии.

В заключении хотелось бы отметить, что система коррозионного мониторинга реального времени – не панацея от всех бед, а эффективный инструмент, дающий широкие возможности в получении новой информации о коррозионных процессах и позволяющий снизить фактор человеческой ошибки при антикоррозионных мероприятиях. В то же время для получения большой эффективности в вопросе повышения целостности оборудования и переходе эксплуатации по техническому состоянию, следует определить меру ответственности и взаимодействия служб и специалистов во время эксплуатации технологического оборудования.

Источник

Оборудование для защиты установок электроцентробежных насосов от солеотложений и коррозии

Рассмотрены основные способы ингибиторной защиты установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) при работе в условиях, осложненных отложениями солей и коррозией.

Указывается, что наиболее рентабельным и эффективным способом защиты глубинно-насосного оборудования является использование скважинных контейнеров, которые монтируются под основание погружного электродвигателя или блока телеметрической системы УЭЦН. Приведены конструкции и описан принцип действия скважинных контейнеров производства АО «Новомет-Пермь». Доказано, что защита УЭНЦ в условиях солеотложений и коррозии посредством использования скважинных контейнеров позволяет существенно увеличить среднюю наработку насосного оборудования на отказ.

Актуальность задачи

В себестоимости добычи нефти затраты на преодоление осложняющих факторов составляют 25. 50 % от эксплуатационных затрат. Одними из наиболее распространенных факторов, осложняющих скважинную добычу нефти, являются коррозия насосного оборудования и отложения солей.

Доля отказов установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) по причине солеобразования в некоторых компаниях достигает 30 % от общего числа отказов глубинно-насосного оборудования. Причиной солеобразования при добыче нефти является превышение концентрации соли в пластовой жидкости С над равновесной концентрацией Ср

Неравенство (1) может выполняться вследствие увеличения концентрации соли в пластовой жидкости (например при смешении несовместимых вод), а также при изменении растворимости соли, что имеет место при изменении внешних условий, таких как температура или давление.

В настоящее время большинство месторождений нефти в Европейской части России разрабатывается с обводненностью добываемой продукции свыше 80 %. Пластовые воды сильно минерализованы, имеют в своем составе сероводород, углекислый газ, кислород и другие вещества, обусловливающие интенсивное развитие процессов солеотложений и коррозиискважинного оборудования. Скорость питтинговой коррозии элементов УЭЦН может достигать 4. 5 мм/год и увеличиваться при повышении температуры, давления, кислотности пластовой жидкости, напряженного состояния металла и т. д..

Нефтедобывающими предприятиями и заводами изготовителями нефтепромыслового оборудования разрабатываются и осуществляются технические мероприятия по снижению отрицательного влияния осложнений на процессы добычи, сбора, подготовки и транспорта нефти. Эти мероприятия, как правило, имеют комплексный характер и предусматривают адаптацию промыслового оборудования к работе в условиях воздействия осложняющих факторов, а также предупреждение и периодическое устранение осложняющих факторов.

Из известных методов предупреждения солеотложений и снижения интенсивности коррозии скважинного оборудования при добыче нефти наиболее технологичным и экономически целесообразным является химический метод, который реализуется посредством применения ингибиторов. Актуальной задачей является разработка эффективных способов доставки ингибитора к работающей УЭЦН.

Основные способы ингибиторной защиты элементов УЭЦН

В основе механизма действия ингибиторов солеотложений лежат адсорбционные процессы. Сорбция поверхностью частиц солей молекул ингибитора сопровождается образованием устойчивых соединений, при этом ингибиторы подавляют дальнейший рост зародышевых кристаллов гипса, кальцита и других малорастворимых солей. Образовавшиеся адсорбционные слои препятствуют не только соединению кристаллов, но и прилипанию их к поверхностям оборудования и труб, что обеспечивает унос частиц солей потоком пластовой жидкости на поверхность.

Действие ингибиторов коррозии обусловлено изменением состояния поверхности металла вследствие адсорбции ингибитора или образования с катионами металла труднорастворимых соединений. Защитные слои, создаваемые ингибиторами коррозии, всегда тоньше наносимых покрытий. Способностью замедлять коррозию металлов в агрессивных средах обладают многие неорганические вещества. Ингибирующее действие этих соединений обуславливается присутствием в них катионов (Са 2+ , Zn 2+ , Ni 2+ , As 3+ , Sb 3+ ) или анионов (CrO 4 2- , Cr 2О 7 2- , NO 2 1- , SiО 3 2- , PO 4 3- ). Кроме того, для борьбы с микробиологической коррозией глубинно-насосного оборудования используются бактерицидные реагенты, нейтрализующие тионовые, сульфатвосстанавливающие, нитрофицирующие и железобактерии.

Известны следующие способы подачи реагентов к работающей УЭЦН:

закачка ингибитора в призабойную зону пласта;

периодическая закачка ингибитора в затрубное пространство;

подача ингибитора через систему поддержания пластового давления;

установка поверхностных дозаторов на устье скважины;

применение погружных контейнеров.

Закачка в призабойную зону представляет собой продавливания раствора с ингибитором в зону пласта вокруг скважины. Данная технология дорогостоящая, поскольку требует большого количества ингибитора и сопряжена с риском уменьшения продуктивности пласта — ингибитор и раствор могут вступить в реакцию с выпадением осадков. Несомненный плюс метода состоит в том, что ингибиторной защите подлежит и призабойная зона, и вся скважина.

Периодическая закачка ингибитора в затрубное пространство скважины применима только при высоких динамических столбах, иначе реагент быстро выносится потоком жидкости, что обусловливает существенное снижение эффективности мероприятий по защите скважинного оборудования.

Подача ингибитора через систему поддержания пластового давления требует значительных объемов ингибитора — в несколько раз превышающих объемы, потребные для защиты УЭЦН при закачке ингибитора в призабойную зону пласта. Данный способ на практике применяется крайне редко в связи с высокими материальными затратами.

В нефтедобывающей практике широкое распространение получили установки дозирования реагентов (УДР), которые монтируются на поверхности и осуществляют дозировку ингибитора непосредственно при подаче в скважину. Как правило, УДР не обеспечивают защиту погружных электродвигателей УЭЦН от отложения солей.

Данный способ характеризуется высокими материальными затратами, поскольку подача реагента осуществляется в зону скважины с уже развитым процессом солеотложения, следовательно, для эффективной защиты глубинно-насосного оборудования необходимы значительные объемы ингибитора. Альтернативой является использование УДР с капиллярной трубкой, доставляющей ингибитор на прием насоса, что позволяет существенно снизить расход ингибитора, однако при этом осложняется монтаж и снижается надежность УДР.

Погружные скважинные контейнеры подают ингибитор в самый низ насосной установки, что обусловливает высокую эффективность их использования, так как для подавления процессов коррозии элементов УЭЦН и солеотложений в зоне начала выпадения до нагрева жидкости электродвигателем требуется малое количество ингибитора.

Данный способ характеризуется минимальными эксплуатационными расходами при работе на удаленных скважинах — контейнеры легко монтируются и не требуют обслуживания в течение всего срока эксплуатации. Возможна установка погружного контейнера под пакер для защиты труб обсадных колонн и УЭЦН, а также при одновременно-раздельной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной.

Фактором, ограничивающим область применения погружных контейнеров, является высокий дебит скважин. Скорость дозирования реагента зависит от горнотехнических и геологических условий, поэтому погружной контейнер подбирается индивидуально под параметры скважины.

Сравнительные затраты на реализацию описанных выше способов подачи ингибитора к УЭЦН по данным приведены в табл. 1. Анализ представленной информации показывает, что способ ингибиторной защиты глубинно-насосного оборудования с использованием скважинных контейнеров экономически наиболее целесообразен. При этом следует учесть, что капсулированный ингибитор на данный момент является наиболее дорогостоящим среди других типов реагентов.

Сравнительные затраты на реализацию методов предотвращения солеотложений в скважине с дебитом 100 м 3 /сут за 2 г.

Источник