;j:: кнехте газс трои

Всесоюзный научно-исследовательский институт по строительству магистральных труоопроводов

ВНИИСТ

Заместитель генерального директора института

• И. Зайцев О? 1991г.

ВРЕМЕННАЯ ИНСТРУКЦИЯ

"Технические нормы проектирования и осуществления противокоррозионной защиты нефтепромысловых труоопроводов Среднего Приобья"

ВИ 006-91

ВНИИСТ

СОГЛАСОВАНО

Гипротюменел.тегаз - письмо te 53-с39 от ЗКИИСПТнефть    - телеграмма X 566 от

Гипровостокпе_ч.ть - телеграмма ?<Х853 от

Ыосква 1991 г

г

Настоящая временная инструкция устанавливает нсооходимость применения противокоррозионной защиты внутренней и наружной поверхности промысловых трубопроводов от коррозии.

Временная инструкция разработана отделом электрохимической защиты Всесоюзного научно-исследовательского института по строительству магистральных труоопроводов - Глазовым Н.П., д.т.н.,заведующим отдела; Займовой А.Ы.,к.т.н.,зав.лабораторией и Овсепян К.А.,ст. научным сотрудником, при участии Приходько В.В.,руководителя группы Гипротлкеннефтегаза.

5    10    100    ЮОО Удельное электросопротивление грунта, Ом л/.

Рис. Номограмма для определения необходимости изоляции нефтепромысловых трубопроводов Среднего Приобья. (битум, стоимость изоляции 5000 руб./км)

Т - срок службы трубопровода, год

Стоимость ликвидации отказа, руб
Рис. 5. Пример пользования номограммами для определения необходимости изоляции

(17)

где:    -    капитальные    затраты    на ЭХЗ 1км труоопровода,руб/км;

kj - доля трубопроводов, находящихся в агрессивных условиях и требующих защиты.

(18)

где:    й,, - эксплуатационные затраты на ЭХЗ I км трубопровода

руб/км.год.

4.9.    Электрохимическая защита необходима, ес^и    (13),

в тех случаях, когда S₃ ^с , то ЭХЗ экономически не оправдана.

4.10.    В тех случаях, когда технико-экономические расчеты показывают, что и изоляция и электрохимическая защита не целесообразны, но на трассе имеются грунты с высокой коррозионной агрессивностью, необходимо предусматривать комплексную противокоррозионную защиту на этих участках; причем изоляционное покрытие должно наноситься

на не менее, чем тронной длине этого участка, так чтобы от каждой границы раздела высопоагрессизный грунт-ыенее агрессивный грунт трубопровод имел изоляцию на длине, равной протяженности участка с высскоагрессивнчм грунтом.

4.11.    В случаях, предусмотренных п.4.10, злек'тохимичзская защита осуществляется локальной, так чтоиы на участке трубопровода, пролегающего в агрессивных грунтах, оыли Ооесисчены необходимые защитные потенциалы.

4.12. Наиболее эффективной локальной электрохимической защитой

являетея протекторная защита, осуществляемая с помощью литых или

//

протяженных протекторов, так как в этом случае практисеоки исключается вредное влияние этой защиты на другие сооружения.

4.13.    Протекторная защита исключает необходимость прокладки линий электропереда-л, установку катодных станций и анодных заземлений, а также требует минимальный расход на ее эксплуатацию.

4.14.    Ка участках с локальной электрохимической защитой неои-ходимо устанавливать контрольно-измерительные пункты (кроме тех, что требуются ГОСТ 25812-83) в следущих местах:

-    в местах подключения дренажных проводов к трубопроводу;

-    на границе участков агрессивный-неагрессивный грунт;

-    на границе изолированный-неизонированный трубопровод.

4.15.    Контрольно-измерительные пункты внутри участка с агрессивным грунтом должны быть оборудованы в соответствии с ГОСТ 9.602-89 для измерения поляризационного потенциала.

4.16.    На участках, где трубопровод изолировать не целесообразно, должно быть организовано ежегодное обследование с целью определения коррозионного состояния трубопровода и выявления мест наиболее коррозионно опасных, а также для контроля за изменением коррозионной агрессивности грунтов. Работы по обследованию должны проводиться по методике, специально утвержденной эксплуатирующей организацией.

4.17.    Все случаи коррозионных отказов должны быть изучены в соответствии с техническими нормами, утвержденными Главтюменнефте-газом, и накапливаться в банке данных по неизолиронным трубопроводам .

4.18.    Параметры изоляции должны соответствовать требованиям ГОСТ 25812-83, а участки изолированного трубопровода, законченные строительством или ремонтом, должны контролироваться методом катодной поляризации по методике, изложенной в приложении 6 (раздел 2)

к ГОСТ 25812-83.

4.IS. При проектировании локальной электрохимической защиты рекомендуется использовать расчетные методики ВСН 2-106-78 или других документов, заменяющих эти ВСН.

Литература

1.    ГОСТ 25812-83 “Трубопроводы стальные магистральные. Общие треоования к защите от коррозии".-М.: Из-во стандартов,1983.

2.    РД 39-0147323-339-89 Р "Инструкция по проектированию и эксплуатации коррозионной защиты трубопроводов систем нефтесбора на местороздениях Западной Сиоири?-Тюмень,1989.

3.    ВСН 2-106-78 "Инструкция по проектированию и расчету электрохимической защиты магистральных трубопроводов и промысловых объектов".-М.: ВНИИСТ,I9S0.

4.    ВСН 51-3-85 / ВСН 51-2.38-85 (Мингазпром.Мшшефтепром) "Проектирование промысловых стальных трубопроводов’’.-^.: ВШЫЭгаз-пром,1985.

Завотделом электрохимической защиты,д.т.н.

Заведующая лабораторией,к.т.н. С т.нау чн.сотрудник

Содержание

Стр

1. Общие положения    ч

2.    Определение необходимости защиты

внутренней поверхности трубопроводов........................§

3.    Определение необходимости пассивной

защиты наружной поверхности трубопроводов..................... .    ?

4.    Определение необходимости электрохи

мической защиты наружной поверхности ' трубопроводов....................V

Литература

к

Министерство (Временная инструкция    {

строительства^__________}_

предприятий *,Технические нормы проектирования и осу- i нефтяной и {ществления противокоррозионной защиты : впервые газовой про- jпедтепромысловых трубопроводов Среднего j

мылленности {Приооья.    i

___________________________ _ _ _• ______ _ __

I. Оощие положения.

IЛ.Настоящая временная инструкция распространяется на подземные промысловые трубопроводы только района Среднего Приооья.

1.1. Временная инструкция оазируется на результатах анализа статистических данных, материалах обследований и данных экспериментальных работ на нефтепромысловых трубопроводах, находящихся на территории Среднего Приооья.

1.3.    Временная иструкция позволяет при проектировании лротиво-, коррозионной защиты определять необходимость защиты от внутренней и наружной коррозии.

1.4.    Планируемый срок службы нефтепромысловых трубопроводов может быть ооеспечен как путем применения противокоррозионной защиты, так и оез нее (за счет проведения ремонтно-восстановительных работ). В соответствии с Изменением ^ ГОСТ Z58IB-83 допускается отказ от противокоррозионной защиты при условии технико-эконоиинвекого обоснования. Для временных промысловых трубопроводов со ериком службы не оолеэ 5 лет технико-экономическое обоснование может не проводится.

5

I«5. Целесоооразность противокоррозионной защиты определяется путем сравнения затрат на эксплуатацию сооружений оез защиты З^₃ и при ней Л :

(I)

Лели    то противокоррозионная защита экономически оправдана.

2сли    то противокоррозионная защита приведет к увеличению

затрат и поэтому нецелесообраза.

1.6. В грунтах высокой коррозионной агрессивности промысловых трубопроводов должны иметь комплексную противокоррозионную защиту (включающую изоляционное покрытие и электрохимическую защиту), кроме тех случаев, когда плакируемый срок службы промысловых трубопроводов менее 7 лет.

1.7. Классификация грунтов по их коррозионной агрессивности по отношению к углеродистой и низколегированной сталям приводится в таол. I (ГОСТ 9.602-89).

Таблица I.

Коррозионная агрес- Удельное электрическое Средняя плотность еивность грунта сопротивление грунта, Ом. м. катодного тока, А/м2 Низкая Свыше 50 до 0,05 Средняя От 20 до 50 От 0,05 до 0,20 Высокая j;o 20 Свыше 0,ж0

1.8. Определение удельного электросопротивления и средней

плотности катодного тока следует производит! по методикам, изложенным ь приложениях I и 2 к ГОСТ 9.602-89.

1.9. йа основаки.: и одоленного Во временно., инструкции методического материала отделом электрохимической защиты ВНИИСТ разработана программа для персональных компьютеров, расчет варианта по которой занимает до 5 минут. Программа хранится во ВКИЛСТе по адресу; 105358,Москва, Окружной проезд, 19.

7

ка отказов; выбирается из таолицы 2;

Т- планируемый срок службы промысловых трубопроводов,год.

Таблица 2. Вид трубопроводов    л'с    ,отк./км    £    ,год/мм

Высоконапорные водоводы 0,0687-0,288 0,496 Низконапорные водоводы 0,0111-0,191 0,544 Нефтесоорные сети 0,0089-0,092 0,544 Все промысловые трубопроводы (кроме газлифта) 0,0220-0,332 0,512

2.2. Затраты на эксплуатацию промысловых трубопроводов при противокоррозионной защите складываются из затрат на ликвидацию последствии коррозионных отказов и затрат на противокоррзионную защиту З₃:

где:    количество    коррозионных отказов при степени защиты,

равной |, отказ;

т

~i - время ввода защиты от внутренней коррозии после начала

ла эксплуатации промысла, год;

коэффициент, зависящий от степени защиты внутренней

<**

поверхности трубопровода:

/сс -/V

А - степень защиты,£. Так как /J е/Г*^:,то    •

k!j- капитальные затраты на защиту от внутренней коррозии, РУб.

-3 - эксплуатационные затраты на защиту от внутренней с

коррозии,руб.

где:    *?_вк    -    капитальные затраты на защиту единицы длины трубопро

вода, руб/км;

Э_я- эксплуатационные затраты на защиту от внутренней кор-розии трубопровода, руб/км.год.

2.3. Необходимость защиты от коррозии внутренней коррозии определяется из.выражения:

В, - 3, -Я

'    /74.

Если 8,>р , защита от внутренней коррозии нужна. Если 4^ С то защита от внутренней коррозии экономически неоправдана.

3. Определение необходимости пассивной защиты наружной поверхности трубопроводов.

3.1.    В высокоомных, в основном, грунтах Среднего Приобья необходимость применения антикоррозионной изоляции во многих случаях будет определяться размерами затрат на ликвидацию последствий отказов.

3.2.    При оценке неооходиыости защиты наружной поверхности промысловых трубопроводов от почвенной коррозии следует учитывать ухудшение коррозионной ситуации в процессе эксплуатации промысла из-за загрязнения территории промысла высокоагрессивными водами.

3.3.    Затраты на ликвидацию отказов из-за коррозии на наружной поверхности труб в зависимости от состояния изоляции определяются

из выражения:

4к-    (о.х'бу    <■    a.t)/(r)f    A    -%JX    (9)

Мл

где:    л - коэффициент регрессии, равный 0,619 1/год;

/ - время проявления первых отказов из-за почвенной

&К

коррозии с начала эксплуатации промысла, год;

Л'₀„- коэффициент регрессии, равный 0,08 отк/год; j - плотность тока, требуемая для защиты, мА/м²;

- время принятия решения о противокоррозионной защите, год.

Изоляционное покрытие меняет свои свойства во времени,поэтому:

^    (Ю)

где:    ft_nff - начальное переходное сопротивление изоляции,Ом.м²;

р - удельное электросопротивление грунта,Ом.м;

Z? - диаметр трубопровода^;

ip - коэффициент, учитывающий скорость изменения переходного сопротивления во времени, 1/год.

ЪЛ. Затраты на ликвидацию отказов из-за коррозии на наружной поверхности при отсутствии изоляции определяются из выражения:

/(а*&Ж<^и>

3.5. Необходимость изоляции определяется следующим образом:

= <¹²)

где:

к^>(/5 - капитальные затраты на изоляцию трубопроводов,руб/км;

ID

^{стоимость} изоляции I км труоопрозода данного диаметра руо/км.

Если 3 уС % то изоляция необходима; если 8,^0 , то изоляция жономически неоправдана.

3.6. Необходимость антикоррозионной изоляции трубопроводов !реднего Приобья может быть определена либо расчетом по методике, сложенной в данном разделе, либо по номограммам рис.1-4. Номограм-IM позволяют установить необходимость изоляции (пленочной или битум-юй) наружной поверхности трубопроводов при различном сроке служоы I зависимости от средней стоимости отказа и удельного сопротивления фунта. Область, в которой изоляция необходима, расположена на юмограмме выше кривой, соответствующего планируемого срока службы.

3.?. Примеры пользования номограммами для определения необходимости изоляции нефтепромысловых трубопроводов Среднего Приобья фис.1-4) приведены на рис.5.

В первом примере рассмотрен случай, когда в близких грунтовых гсловиях происходят отказы,на ликвидацию которых затрачивается 'О и 300 руб., и , соответственно, при меньшей стоимости ремонтных )абот трубопровод может эксплуатироваться без изоляции. Во втором фимере при одинаковой стоимости ликвидации послествий аварии в фунтах с более высокий электросопротивлением, а значит более низкой соррозионной активностью, трубопровод может эксплуатироваться без 130ляции,и требуемый срок службы будет ооемпечен.

4. Определение необходимости-электрохимической защиты наружной поверхности трубопроводов.

4.1.    Необходимость электрохимической защиты также как и изоляции в грунтах средней и низкой коррозионной агрессивности определяется технико-экономическими расчетами.

4.2.    При прокладке трубопроводов в грунтах с чередующейся коррэ-