Защита от внешней и внутренней коррозии

7.7.1. Комплекс мероприятий по защите от коррозии разраба­тывается проектной организацией и в общем случае включает:

технологические методы — мероприятия, направленные на предупреждение увеличения коррозионной активности среды или ее уменьшение;

специальные методы защиты, включающие применение по­крытий, футеровок, химических реагентов (ингибиторов кор­розии, бактерицидов, поглотителей кислорода), электрохимиче­скую защиту;

контроль коррозионной активности и физико-химических свойств среды.

7.7.2. Мероприятия по защите от коррозии должны планиро­ваться и осуществляться при перекачке по трубопроводам:

водно-нефтяных эмульсий при обводненности выше точки ин­версии фаз и в случае разделения эмульсии в трубопроводе на нефть и воду;

газа, содержащего влагу, сероводород и (или) двуокись угле­рода, кислород при температуре и давлении ниже точки росы для воды;

пластовых и сточных вод, содержащих сероводород, двуо­кись углерода, кислород, сульфатвосстанавливающие бактерии (СВБ);

пресной воды при индексе насыщения (индекс Ланжелье) J < 0;

неподготовленной морской воды.

Коррозионная активность транспортируемой среды опреде­ляется в соответствии с РД 39-0147103-362-86.

7.7.3. В случае транспортировки газа при парциальном да­влении сероводорода более 300 Па, обводненной нефти и воды, содержащих сероводород в концентрации, соответствующей рас­творимости сероводорода при парциальном давлении 300 Па, следует предусматривать меры предотвращения коррозионного растрескивания трубопроводов в соответствии с нормами "Про­ектирования промысловых стальных трубопроводов".

7.7.4. Защита внутрипромысловых трубопроводов от вну­тренней коррозии осуществляется с помощью технологических методов борьбы с коррозией, антикоррозионных внутренних по­крытий и ингибиторов коррозии.

7.7.5. Защита промысловых трубопроводов от коррозии тех­нологическими методами предусматривает:

поддержание в системе нефтесбора гидродинамического ре­жима движения продукции скважин, препятствующего выпаде­нию свободной воды из нефтяного потока;

сброс избыточного количества свободной воды на кустах скважин для утилизации ее путем закачки в пласт;

регулирование гидродинамического движения продукции скважин во времени с учетом изменения в процессе эксплуата­ции свойств продукции, ее обводненности, газового фактора и дебита;

в газопроводах — выявление границ конденсации и удаление жидкого конденсата из них;

очистку трубопроводов от механических примесей и продук­тов коррозии.

7.7.6. Для предупреждения увеличения коррозионной агрес­сивности среды не допускается:

совместный сбор продукции скважин, содержащих и не содер­жащих сероводород;

смешивание пластовой воды, содержащей сероводород, с во­дой, содержащей ионы железа, кроме тех случаев когда их со­вместная подготовка предусмотрена проектом;

смешивание пластовых и сточных вод, содержащих сероводо­род с водой, содержащей кислород.

7.7.7. На месторождениях, в продукции которых отсут­ствует реликтовый сероводород, для предупреждения зара­жения продуктивных горизонтов сероводородвосстанавливающими бактериями (СВБ) и появления сероводорода биоген­ного происхождения при заводнении должны использоваться источники водоснабжения, не содержащие СВБ. При отсут­ствии таковых должно проводиться обеззараживание воды бактерицидами.

7.7.8. Антикоррозионные покрытия и футеровки следует при­менять для защиты:

внутренней поверхности;

выкидных линий скважин;

трубопроводов для сбора нефти, газа, перекачки воды;

запорной арматуры и деталей насоса.

Рекомендации по выбору покрытий приведены в прил. 6.

7.7.9. При футеровании стальных труб полиэтиленом преду­смотрено соединение в плети длиной 30-36 м. Подготовка концов плетей под сварку выполняется в цеховых условиях.

7.7.10. При реконструкции и капитальном ремонте трубопро­водов с использованием футерованных и остеклованных труб следует предусмотреть наружную изоляцию трубных плетей в зоне сварного стыка.

7.7.11. После сварки остеклованных труб в полевых условиях требуется обязательный контроль сплошности покрытия в зоне стыка методом коронарного разряда. При появлении утечек тока рекомендуется дополнительный нагрев зоны стыка для достиже­ния сплошности.

7.7.12. Нефтепромысловые трубопроводы, подлежащие по­крытию лакокрасочными материалами в полевых условиях, должны монтироваться из бесшовных труб в соответствии со стандартами: "Трубы стальные бесшовные горячекатаные", "Трубы стальные бесшовные холоднотянутые и холодноката­ные".

Трубопроводы сложного профиля длиной более 5000 м долж­ны быть разделены на участки в соответствии с проектным за­данием. Соединения участков трубопровода должны предусма­триваться на фланцах с целью возможности монтажа камер пус­ка — приема очистных и окрашивающих устройств.

Монтаж трубопроводов должен выполняться из труб с одинаковой толщиной стенки. Разница в толщине стенок не должна превышать 1,5мм.

Радиусы поворотов трубопровода должны равняться не менее 20 диаметров труб.

Повороты трубопровода должны быть выполнены из гнутых элементов. Процесс гнутья элементов трубопровода не должен повышать его эллипсность.

Вмятины на концах труб должны быть выправлены разжим­ными приспособлениями или вырезаны.

Образование внутреннего грата при сварке стыков не допус­кается. Усиление корня шва не должно превышать 1 мм.

Полость трубопровода после окончания сварочно-монтажных работ должна быть очищена и трубопровод испытан на проч­ность и герметичность гидравлическим способом.

Проведение сварочных работ на изолированном трубопроводе не допускается.

7.7.13. Ингибиторной защите от внутренней коррозии подле­жат нефтепроводы, в которых происходит расслоение транспор­тируемой жидкости на фазы (нефть, воду, газ), а также транс­портирующие эмульсию типа "нефть в воде" и промысловые га­зопроводы.

7.7.14. Процесс ингибирования осуществляется в соответ­ствии с технологией, разработанной для каждого ингибитора.

7.7.15. Ингибиторы коррозии в защищаемый трубопровод или систему трубопроводов подаются при помощи установок БР-2,5, БР-10, БР-25 (ОСТ 26-02-376-72) в соответствии с технологи­ческим регламентом, разработанным на основании инструкции по применению ингибитора. Рекомендуемая форма технологиче­ского регламента на применение ингибиторов в системе поддер­жания пластового давления (ППД) приведена в прил. 7.

7.7.16. Контроль за соблюдением технологии применения ингибиторов осуществляется в следующей последовательности:

проверить исправность технических средств закачки ингиби­торов и узлов контроля за скоростью коррозии;

установить фактический удельный расход ингибитора и его соответствие режиму закачки, рекомендованному инструкцией по применению и технологическим регламентом;

оценить защитное действие ингибитора путем сравнения ско­ростей коррозии образцов-свидетелей, установленных на кон­трольных точках нефтепровода до и при подаче в систему инги­битора.

Защитный эффект на конечном участке нефтепровода должен быть не менее 80 %.

7.7.17. Контроль технологического процесса может быть осуществлен путем определения концентрации ингибитора в воде, отобранной с конечного участка нефтепровода.

7.7.18. Оперативный контроль защитного действия ингибито­ров коррозии осуществляется в соответствии с РД 39-0147103-362-86 по образцам-свидетелям путем сравнения скоростей кор­розии по ним до и во время подачи ингибитора коррозии в си­стему.

7.7.19. Защита промысловых трубопроводов (ПТ) от внешней коррозии осуществляется с помощью изоляционных покрытий и средств электрохимзащиты, которые предусматриваются про­ектом и монтируются на ПТ до их сдачи в эксплуатацию (см. раздел 5.11).

7.7.20. В процессе эксплуатации ПТ необходим постоянный контроль за состоянием изоляционного покрытия и нормальным функционированием средств ЭХЗ, который осуществляет служ­ба электрохимической защиты НГДУ.

7.7.21. Периодический контроль состояния изоляционного по­крытия ПТ проводится существующими методами, позволяю­щими выявлять повреждения изоляции без вскрытия грунта (УКИ), или осмотром изоляционного покрытия и поверхности металла труб в шурфах, отрываемых в наиболее опасных ме­стах.

7.7.22. Эффективность работы средств ЭХЗ обеспечивается их периодическими осмотрами и контрольными замерами. Замер потенциалов на контактных устройствах должен производиться не реже четырех раз в месяц на дренажных установках, двух раз в месяц — на катодных установках, одного раза в месяц — на протекторных установках.

7.7.23. Ремонт средств ЭХЗ должен проводиться по графи­ку ППР, составленному в соответствии с РД 39-30-142-79 "Основные положения о планово-предупредительном ремонте средств электрохимической защиты магистральных нефтепрородов".

7.7.24. Сведения о работе, причинах отказов, показания при­боров катодных установок и результаты измерения разности по­тенциалов "сооружение — земля" в точке дренажа записывают­ся в журнал контроля работы, находящийся внутри установки ЭХЗ.

7.7.25. Контроль состояния электрохимической защиты в процессе эксплуатации трубопроводов осуществляется в со­ответствии с требованиями и методиками, изложенными в ГОСТ 25812-83.

Дата добавления: 2014-11-29