Характеристика воды

Характеристика объекта

НА ПРИМЕНЕНИЕ ИНГИБИТОРА

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕГЛАМЕНТ

Изоляции внутренней поверхности трубопроводов

Материалов для антикоррозиоонной

И области эффективного применения

Защищаемая система	Тип агрессивной среды	Темпе-ратура, С	Рекомен­дуемые покрытия (ГОСТ, ТУ). Тех­нология нанесения	Толщина покры­тия, ко­личест­во слоев	Разработчик технологии
1. Нефтесборные сети: новые, диаметром 114-159мм	Нефть, минерали-зованные воды с H2S, CO2,O2	До +40С	Металло-пластмассовые тру­бы (футерованные полиэтиле­ном), цеховая		ТатНИПИиефть РД 39-3-1042-84
новые, диаметром 219-325 мм	То же	До +100С	Остеклованне, цехо­вая		ТатНИПИнефть РД 39-3-1138-84
2. Систе­ма поддержания пластово­го давления — сточные воды	Промысло­вые сточ­ные воды с CО2, О2	До +40С	Шпатлевка ЭП-00-10. ГОСТ 10277-76, полевая технология	250 — 300 мкм 3 слоя	ВНИИСПТнефть "Указания по выбору и примене­нию лако­красочных материалов и систем покрытия
	То же	То же	Шпатлевка ЭП-00-10. ГОСТ 10277-76	250 — 300 мкм 2 слоя	для внут­ренней изоляции промысло­вых
			Эмаль ЭП-5116. ГОСТ 25366-82	1 слой	трубо­проводов систем заводнения". РД 39-3-387-80
	То же	До +40С	Эмаль ЭП-5116. ГОСТ 25366-82, Полевой метод	350 — 400 мкм 3 слоя
		То же	Шпатлевка ЭП-00-10. ГОСТ 10277-76	250 — 350 мкм 1 слой
			Эмаль ЭП-755. ТУ 6-10-717-76, Полевая технология	3 слоя
	Содержащие H2S до 100 мг/л		Эмаль ФЛ-62. ТУ 6-10-1814-81, полевой метод	300 мкм 4 слоя	ВНИИСПТнефть "Инструкция по техноло­гии нанесе­ния поли­мерных пок-рытий на
	То же		Шпатлевка ЭП-00-10. ГОСТ 10277-76	300 мкм 1 слой	внутреннюю поверхность промысловых трубопрово­дов,
			Эмаль ФЛ-62. Ту 6-10-1814-81, полевая технология	3 слоя	транс­портирующих сероводород-содержащие среды (до 100 мг/л)"
Подводящие водоводы D 219-325 мм	То же	До 100С	Остеклование, цехо­вая	0,5 — 3,5 мм	ТатНИПИнефть РД 39-3-1138-84
Разводя­щие водо­воды D 114-159 мм		До +40С	Металло-пластмассовые трубы (футерованные полиэтиле­ном), цеховая		ТатНИПИнефть РД 39-0147- -585-335-86 РД 39-0147585- -336-86
3. Детали насосов	Нефть, минерализо­ванные воды с O2H2S, СО2	До +80С	Эпоксидная компо­зиция ПЭП-177, серая. ТУ 22-74. Допускает­ся ПЭП-971, серая. ТУ 6-10-1604-77; ЭП-49ДЗ. ТУ 6-05-241-77-74; Пентапласт мар­ки "А-2". ТУ 6-95-1422-71	200 — 300 мкм	ТатНИПИнефть "Инструкция по техноло­гии нанесе­ния покрытий из порошко­вых материа­лов на цент­робежные на­сосы и арма­туру". РД 39-3-493-80 РД 39-3-1314-85

ПРИЛОЖЕНИЕ 7

УТВЕРЖДАЮ

Главный механик НГДУ

_________________________

"____" ____________ 19 __ г.

Объединение

НГДУ

Объект

Срок действия

регламента с ____________________________

до ___________________________

1.1. Технологическая схема с указанием мест ввода ингибиторов и пунктов измерения скорости коррозии должна быть приведена на рисунке.

1.2. Характеристика основных трубопроводов

№ п/п	Началь-ный	Конечный пункт	Длина, м Диаметр,	Расход воды,	Давление, МПа	Темпе­ратура,
	пункт		толщина стенки, мм	м^3/сут	в начале	в кон­це	С

2.1. Солевой состав, мг/л.

2.2. Концентрация растворенных газов, мг/л.

Содержание клеток СВБ

Концентрация механических примесей, мг/л

Концентрация нефти, мг/л

Водородный показатель (рН)

Плотность, кг/м³

Дата добавления: 2014-11-29