Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1
 

26 страниц

300.00 ₽

Купить официальный бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Официально распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО "ЦНТИ Нормоконтроль".

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

  • Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
  • Курьерская доставка (7 дней)
  • Самовывоз из московского офиса
  • Почта РФ

Инструкция устанавливает технологическую последовательность основных операций ингибиторной защиты и контроль за скоростью коррозии и наводороживания.

Оглавление

1 Общие требования

2 Требования, предъявляемые к технологическому процессу

3 Перечень применяемого оборудования, материалов, средств контроля

4 Технология защиты подземного и наземного оборудования от коррозионного разрушения при освоении и исследовании скважин месторождения Тенгиз

5 Контроль защиты оборудования от коррозии

6 Меры безопасности

Показать даты введения Admin

Страница 1

Министерстве нефтяной ироттленноств ВНИИСПТнефть

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

ИНСТРУКЦИЯ ПО ПРИМЕНЕНИЮ ТЕХНОЛОГИИ ЗШПУ ЛОДЗЕШОГО И НАЗЕМНОГО ОБОРУДОВАНИЯ от КОРРОЯЮННСГО РАЗРУШЕНИЯ ПРИ OCBOFK« И ИССЛЕДОВАНИИ СКВАЖИН МЕСТОРОЖДЕНИЯ 1Ж13 РД ЗЭ- 0147 ЮЗ-355-86

1906

Страница 2

Министерство нефтяной промимекноете ВНИШГГнефть

УТВЕРЖДЕН первым заместителем мэкяотра В.Ю.Свдановокям 30 августа 1Э86 г.

РУЮВОДЯШИЙ ДОКУМЕНТ

ИНСТРУКЦИЯ ПО ПРИМЕНЕНИЮ ТЕХНОЛОГИИ ЗАЩИТУ ПОДЗЕМНОГО И НАЗЕМНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ОТ КОРРОЗИОННОГО РАЗРУШЕНИЯ ПРИ ОСВОЕНИИ И ИССЛЕДОВАНИИ СКВАЖИН МЕСТОРОЖДЕНИЯ ТЕНГИЗ

РД 39-0147ID3-355-06

Г906

Страница 3

РД 39-0147103-355-66 "Инструкция по применению технологии аадиты понаемного и наземного оборудования от коррозионного pasрулю ния пря освоении и исследовании скважин" разработана ШИИСЛТнефть совместно с ВНИИТнефть, ВНИШГазпереработка и п/о "Танга зяофтегаа".

Исполнители; от ВНИИСПТнефгъ - зам.директора Толкачев Ю.Й., 8ав.лабораторией, к.т.Е. Гетмавокий М.Д., зав.лабораторией Рождественский Ю.Г., с.н.с. Потапов C.U., о.и.е.Шестаков А.А., от.инженер Осипов А.В., м.н.с. Позднякова Г.Л.; от ВНИИТнефть - зав.отделом Розенберг В.Ф., зам.зав.отделом Еаяко А.И.; от ВНИПИГаапереработка - зав,лабораторией,к.т.н. Нинмая А.И., с.н.с. Колесниченко0Д

от п/о "Тенгизнефтегаз" - начальник управления Еаеманов Б.Д.

Страница 4

РЛФВ0ДЯС5Й ДОКУМЕНТ

Инструкция до признанно технология защиты подземного в наземного оборудованы от коррозионного разрушзяпя прв освоении з исследования скпашш месторождения Teuras

РД 39-0147103-355-86

Введется впервые

Срок введения установлен о 15 ноября 198> года срок действия до 15 ноября 1989 года

Настоящая инструкция предназначена для предприятий Пикно-теротва нефтяной промюиэнности, о&шн&лдодся заггнто.л подазшо-го в наземного оборудования от коррозионного разрушения зри оо~ воелня е исследование сквакяв месгороздения Текгвз, а такие для Baywj-вооледоватедъскях а прелктинх организаций, задамаисцихся разработкой научно-техш&ческой г нроектнонюиструк горской документация для указанного месторождения.

Инструкция устанавливает технологическую последовательность основных операций ингибиторной защиты о контроль за скоростью корроэвв и ааводорояиваная,

I. ОБЩЕ СОЛОЖЕНИЯ

I Л. Технология разработала для Противокоррозионной защиты внутренней поверхности оборудования я трубопроводов, контакта-руоднх о агрессивной средой, содержащей до 25 % объемных сероводорода в двуокиси углерода,

1,2. Для осуществления технологии ингибиторной защиты могут применяться ингибиторы 'Север-Г, 'ИФХАНГАЗ-Г или их аналоги.

Страница 5

4

1.3.    Изложенная в инструкции технология ингибиторной заняты пркмеяжка при парциальном давлен» сероводорода в нефтянок газе до 2,5 МПа.

1.4.    Колебания состава применяемого кнгзбнтора, в пределах действующа технических условий ва продукт, не влияют на степень защиты в технологические параметры оборудования оквахзны в установка ТЗорта-Тес т *

2. ТРЕБОВАНИЯ, ПРВДЬЯВДЯЗШ К ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ ПРОЦЕССУ

2.1.    Использование данной технологии защиты оборудования должно обеспечить величину скорости коррозии не более 0,15 ш/тод по всей технологической цепочке.

2.2.    Применяемый для закачки ингибитор должен удовлетворять техническим условиям (ТУ) и перед испытаниями пройти контрольную проверку качества.

3.    ПЕРЕЧЕНЬ ПРИМЕНЯЕМОГО ОБОРУДОВАНИЯ. МАТЕРИАЛОВ,

СРЕДСТВ КОНТРОЛЯ

3.1.    Ингибиторы, которые применяются для данной технологии, должны соответствовать техническим условиям: "Север-Г - ТУ 38-103201--76,*ЙФХАНГАЗ-Г- ТУ 38-40800-78.

3.2.    Для обеспечения непрерывной и разовой закачки ингибиторов при испытании и исследования скважин необходимо следующее оборудование:

сырьевые и рабочие емкости для ингибиторов и их растворов;

агрегат типа ЦА-320 для приготовления растворов ингибиторов (ТУ 37-14-86-71);

Страница 6

5

дозировочные установки ЬР-2,5 с насосам» типа ЦД (ОСТ 26-02--376-78);

насос целостной поставка (рабочее давление 70,0 Ida);

цементировочной агрегат типа 4АН-700 для заполнения затруб-ного пространства скважины раствором ингибитора;

автомобиль-цистерна дня перевозки ингибитора в его растворителя.

3.3. &ад контроля за скоростью коррозва е наводоръхкванвя необходим следующие орэдства: ультразвуковые толщиномеры Кварц-6; Кварц-15 (ТУ 25-061872-78); устройство контроля скорости коррозии (вспытатодьаая гкшера, тройные (IOC? I7376-G3J, шгутх&~!?р?б& (ТОСТ 20296-74) изготовлены вз С7. 20 КЯ).

Допу свае топ пфикенекяе моргов приборов, просе дат иетро-логическую акспептвэу (ГОСТ 8,002-871): коррозинетр СК-3 фарсе* "RohiAoiCK Coifr водородный зонд М580-В в комплекте M-3II2 фаркн "Pti*o6i6e У* si * СЮА.

3.4.. М&терааль;, необходимые для осуществления технологического процесса,-растворитоль для углеводородрастворимого ингибитора Сввер-1*- обессоленная, обезволенная нефть, аналогичная по своему углеводородному составу и фкзько-хцазчвсывм свойствам нефти данного месторождения; для ингибитора ЧМАНГАЗ-Г- керосин (ГОСТ - 4753-68) пав дизтопливо (ГОСТ - 305-82).

4. ТЕХНОЛОГИЯ ЗАЩИТЫ ПОДЗЕМНОГО И НАЗЕМНОГО 0Б0РУД0ШИЯ ОТ КОРРОЗИОННОГО РАЗРЖЕШЙ ПРИ ОСЭЭШДО И ИССЛЕДОВАНИИ СКВА5ИН МБСТОРОЯШИЯ ТЕНГИЗ

4.1. Защищаемые объекты включают (см. рис.):

4-х ступенчатую сеиарапнокную установку "Порта-Тест* с факельным хозяйством;

вспомогательные сооружения

Страница 7

СП - сепаратор песка; С-1-4 - сепараторы нафту; K-I - гмоотхажтвл»

К - уз гы контроля ходом» Ф - факел; П - печь; На - делегат ельше гас осы; Г - газ; Ы - нефть; В - вока; И - точи вводе шит Со тора; СХ - с хваля за

Рко.

Страница 8

7

4.2.    Вспомогательные сооружения включает:

амбар для ожигай ля нефти, конденсата, растворов ингибитора;

трубопровод соединяющий разведочную скважину с установкой "Сорта-Тест".

4.3.    Технология защити подземного оборудования в фонтанной арматуры разведочной скьапжни.

4.3.1. Подготовительные операция: о понощь» персгдвкхны< насосных агрегатов типа АН-700 залить в емкость расчетное количество ингибитора •Север-1" а растворителя; тщательно перемежать ингибитор с растворителем передвккшы насос boas агрегатом типа ЦА-320 до образования устойчивой эмульсия.

Необходимое количество рествора ингибитора для разовой закачки в скважину определить по формуле:

vk(K ,

где V - объем раствора ингибитора, к3;

К - коэффициент;

V{ - внутренний объем обсадной колонны, м3; Vz - объем насосно-компрессорных труб, к3;

V,- i nL f *У»«

<•*/

i kt,    ,

(4.X)

где - длина участка обсадной колонны определенного внутреннего диаметра, м;

внутренний диаметр обсадной колонны, м;

!ц - длина участка НКТ определяемого диаметра, м;

наруяпшй диаметр НКТ, м;

d* - внутрешшй диаметр НКТ, м.

■ Ч

Страница 9

d

4.3.2.    Технология закачка.

4.3.2Л. Перед освоение*# скважины необходимо после перехода на облегченный раствор агрегатом тзша АН-700 начать закачку 10£-го нефтяного pacTDopo ингибитора и оатрубноо срострапотво до поляо-го заполнения скважины. Закачку в ости с противо давлением на устье путем установки регулируемого штуцера.

4.3.2.2.    После появления раствора ингибитора на устье, окэа-жняу закрывают и выдерживают в таком состоянии 24 часа для формв роваякя залзутной пленка ингибитора на поверхности оборудования.

4.3.2.3.    Во время работы скважины осуществлять непрерывный ввод раствора (точка ввода ингибитора см. рис.) ингибитора в затрубное пространство из расчета 100-150 г чистого ингибитора на 1,0 м3 добываемой жидкости прЕ помощи дозировочного устройства импортной поставки (давление до 70,0 Ida) или БР-2,5 (отечественного производства с давлением до 40,0 МПа) в зависимости от давления в затрубном пространстве. Перерывы в дозировке ингибитора во время работы скважин не допускаются. Допускаются перерывы

в дозировке ингибитора при остановке скважины на КВД (в стволе скважины остается ингибированная нефть).

4.3.2.4.    Необходимое количество ингибитора (для непрерывной закачки в затрубное пространство скважин) рассчитывается по формуле:

& =

iOOO

(4.2)

где Оц - расход ингибитора, кг/сут;

б* • суточное количество ингибируемой жидкости (дебит скважины после установки*Порта-Тест\ м3;

- удельный расход ингибитора, г/м3;

4.3.2.5. Необходимое количество рабочего раствора рассчиты-

Страница 10

(4.3)

9

веется по формуле:

где Qp - расход рабочего раствора ингибитора, кг/сут; ff*. - раоход ингибитора, sr/сут;

£ - концентрация рабочего раствора, % вес,

4.3.2.6. Расход 10 % нефтяного раствора ингвбатора в зависимости от дебита скважины (ив расчета 100 г чистого ингибитора на I мэ добываемой жидкости) приведен в таблице I.

Таблица X

Дебит сква-

! Дебит сква-

I Раоход раствора ингибитора

ЕЯПЫ В

1 жяны в

типа

СвЕОр—Iя

м®/сут

j к8/сут

1 д/ч

1 кг/ч

500,0

402,5

22,1

21,0

400,0

322,0

17,7

16,8

300,0

242,0

12,8

12,6

250,0

201,3

и.о

10,5

200,0

161,0

8,8

8.4

150,0

120,8

6.5

6,3

100,0

80,5

4,4

4.8

90,0

72,5

4,0

4.2

30,0

64,5

3.6

3.4

70,0

56,5

3,2

3.0

60,0

48,5

2.7

2,6

50,0

40,5

2,2

2,1

40,0

32,5

1.8

1.7

30,0

24,5

1,4

1,3

20,0

16.5

1,0

0,9

10,0

8,5

0,43

0,4

4.4. Технология защиты 4-х ступенчатой сепарационной установки "Порта-Тест" от коррозионного разрушения.

Страница 11

10

4.4.1. Описание установки "Дсрта-Тест".

Продукция разведочной скважины, содержащая нефть, воду в попутный нефтяной газ, поступает по трубопроводу на установку "Дортя-Тест"(си. рис.).

Нефтегазовая смесь из скздоддо поступает сначала в сепаратор песка, гдо отделяются механические примаси и далее последовательно в I, П, Ш, 1У ступени сепарации, где происходят отделение газа и воды от нефти. После третьей ступени сепарации нефть июне? направляться в печь подогрева и далее в 1У ступень сепарации. Кофть нагревавтоя для лучшего отделения СО^ и HgS на 1У ступени сепараций.

Газ с I, Д, Ш ступени сепарации собирается в коллектор высокого давления и поступает в газоотделлтель. Сюда же поступает отделяемая после Ш ступени сепарации вода, если она имеется в продукции разведочных скважин.

После газоотдедителя газ идет на факел, а конденсат с водой направляется в амбар на сжигание.

Нефть после 1У ступени сепарации сжигается в амбаре.

Газ с 1У ступени сепарации по коллектору низкого давления поступает непосредственно на факел.

В состав установки "Порта-Тест" входят три дозировочных насоса для подачи химических реагентов. Производительность насосов составляет 5,5*14,5 д/ч. С помощью первого насоса ( Ни ) можно

щ4

осуществлять ввод ингибитора в две точчя: в нефтяную линию на входе в сепаратор I ступени, в газовую линию на выходе из сепаратора I ступени. Второй насос подает раствор ингибитора в дренажную воду на выходе из сепаратора Ш ступени, третий - производит ввод ингибитора (в воду и конденсат) на выходе из газоотдолитоля.

Общее давление нефтяного газа и парциальное давление сероводорода в сепараторах нефти приведем в таблице 2 (по результатам

Страница 12

II

исследования скважины V 23)

Таблица 2

Аппарат

|р в сепараторе,МПа{    ,    КПа

Сепаратор I ст. Сепаратор П ст. Сепаратор Ш ст. Сепаратор 1У ст

6,0

1,5

0,9

0.105

1,440

0,502

0,392

0f05

4.4.2. Подготовительное операций.

4.4.2.1.    Для предварительного Формирования защитной пленки установка "Порта-Тест" и коммуникация заполняются Х0£~м раствором нягзбитсра в нефти (тот же раствор ингибитора, который используется для обработки разведочной скважины) через дренажные линии аппаратов. Заполнение аппаратуры должно быть полным,, чтобы смачивалась ее газовая часть. Раствор ингибитора закачивается передвижными насосными агрегатами. После выдержки не менее 12 час раствор ингибитора из наземного оборудования и коммуникаций откачивается в емкость для хранения. При невозможности использования раствор ингибитора сжигают в амбаре.

4.4.2.2.    Для защиты газового коллектора высокого давления готовится раствор ингибитора "ИФХАНГАЗ-1Я (или его аналога) в керосине или дизтопливе.

Необходимое количество ингибитора рассчитывается по форму-

где - расход ингибитора, кг/сут.;

Qr - суточное количество газа, нм3/Сут;

ф, “ удельный расход ингибитора по газу, г/1000 нм3.

ле:

(4.4)

Страница 13

12

НвсхЗхолшвоо количество рабочего раствора рассчитывается по формуле:

<?/> 3     С-’    <4.5)

где Qp - расход рабочего раствора ингибитора, кг/сут;

Л - расход ингибитора, кг/сут; б - концентрация рабочего раствора, % вес.

4.4.2.3. Расход 20 % раствора ингибитора "ИФ2ЛНГАЗ-1" в керосине или дизтопливе (из расчета 50 г чистого ингибитора на 1000 нм3 добываемого газа) приведен в таблице 3.

Таблица 3

Дебит ! Расход 20 % раствора ингибитора "ИФХЛШАЗ-1” в скважи- ! д/ч при различных газовых факторах .мЗ/мЗ

ныв !----—---- -------

мэ/сут. !&« 700! 6- * 650! £= 600!    550!    £    =    500!    £*450!    £    =    400

500,0

4,2

3,9

3,6

3,3

3,0

2.7

2,4

400,0

3,36

3,12

2,88

2.64

2,40

2,16

1,92

300,0

2,52

2,34

2,16

1.96

1,80

1,62

I ;44

250,0

2,10

1,95

1,80

1,65

1,50

1,35

1.20

200,0

1,68

1,56

1,44

1,32

1.20

1,08

0,96

150,0

1.26

I.I7

1,08

0,99

0,90

0,81

0.72

100,0

0.84

0,78

0,72

0,66

0,60

0.54

0,48

90,0

0,756

0,702

0,648

0,594

0,540

0,486

0,432

80,0

0,672

0,624

0,576

0,528

0,480

0,432

0,384

70,0

0,588

0,546

0,504

0,462

0,420

0,378

0.336

60,0

0,504

0,468

0,432

0,396

0,360

0,324

0,288

50,0

0,420

0,390

0.360

0,330

0,300

0,270

0,240

40.0

0,336

0,312

0,288

0,264

0,240

0,216

0.192

30,0

0,252

0.234

0.216

0,198

0.180

0.Х62

0,144

20,0

0,168

0,156

0,144

0,132

0,120

0.108

0,096

10,0

0,084

0,078

0,066

0,07

0,06

0,054

0,048

Страница 14

13

4.4.3. Технология защиты установки "Порта-Тест".

4.4.3.1.    Поступающая из разведочной скважины на установку "Порта-Тест" нефть ингибирована. Эго обеспечивает защиту от коррозии (поддержание в рабочем состоянии предварительно сформированной защитной пленки) оборудования и коммуникаций установки "Порта-Тест", которые смачиваются нефтью.

При недостаточной защите оборудования от коррозии (по показаниям коррозиметра СК-3 или по изменению веса гравиметрических образцов-свидетелей) нужно увеличить в 1,5 раза концентрацию раствора ингибитора, подаваемого непрорывно в затрубное пространство разведочной скважины.

4.4.3.2.    После поступления продукции скважины на установку "Порта-Тест" необходимо начать подачу раствора ингибитора "ИФХАНГАЗ-1" дозировочным насосом на выход газа из сепаратора I ст.

Концентрация рабочего раствора ингибитора ИФХАНГАЗ-1 должна

составлять 10-20 % вес.

Подача раствора ингибитора непрерывная. Расход раствора ингибитора ИФХАНГАЗ-1 (тли его аналога) определяется согласно формуле (4.5) или табл. 2 в зависимости от газового фактора в дебита скважины. Газовый фактор в дебит скважины определяется по выходным параметрам установок "Порта-Тест". Концентрация рабочего раствора ингибитора "ИФХАНГАЗ-1 "должна быть в пределах 10-20£ вес.

4.4.3.3.    Удельный расход ингибитора может уточняться в процессе эксплуатации оборудования на основании результатов контроля зп скоростью коррозии и наводороживания.

4.5. При смене штупоров на скважине персонал, обслуживающий дозировочные насосы, по распоряжению руководителя испытаний меняет подачу раствора иигибитора"Севср-1*и”ИФХАНГАЗ"соо?ветст-

Страница 15

14

венно в скзажвну е коллектор газа высокого давления.

4.6. После остановки работы разведочной сквахяны проводится подготовка.установки "Дорга-Тест" к длительной остановке, для этого нужно слить через дренажные линии в амбар остатки нефти; снять гравиметрические образны - свидетели; снять датчики коррозиметра СК-3 и накладяыо водородные зонда;

установка заполняется раствором ингибитора'Сеьер-I* и выдерживается не менее 24 ч.;

после выдержки рабочий раствор ингибитора сливается а емкости для хранения. Ингибированный раствор можно оставить в установке "Порта-Твст" до начала следующих испытаний ^если она не перевозится в другое место. Повторное использование раствора ингибитора допускается после проверки качества ингибитора хкмлабо-раторией. Раствор ингибитора доводят до нудной концентрация путем добавления свенего ингибитора.

4.7. Техническая характеристика ингибитора "Север-1"

(ТУ 38-103201-76) н "ИФХАНГАЗ-1" (17 38-40800-78).

Ингибитор "Север-1" представляет собой жидкость темно - коричневого цвета с характерным запахом пиридинов.

Температура, °С

замерзания    -    минус    60-65

-    не нормирована

-    плюс 385

-    плюс 23

-    не нормирована.

Плотность при 20 °С - 930-1050 кг/мэ Вязкость, сСт при плюс 50 °С - 7+12

Токеикологичоская характеристика - ТУ согласованы «К проф-

кмцоиия

самовоспламенения

вспышки

разложения

союза рабочих нефтяной и химической чро/чыШлем нос ти, письмо

Страница 16

15

* 06-ГС/1004 от 20*07.76 г.

Ингибитор "ИМАНГАЗ-1" относится к умеренно токсичным веществам. Плотность при 20 °С. кг/м3 - 850. Температура затвердевания. °С - минус 75. растворимость в углеводородах - яе ограничена. Кинематическая вязкость при 20°С - 8,5 - ТбсСт. Термоотойкость - при 250 °С разлагается на нс ходике продукты.

5.КОНТРОЛЬ ЗАЩИТЫ ОБОРУДОВАНИЯ ОТ КОРРОЗИИ

5.1.    Контроль защита от коррозии осуществляется следующим образом:

проверкой концентрации рабочего раствора ингибитора;

проверкой количества подачи рабочего раствора ингибитора;

определением защитного действия ингибитора.

5.2.    Концентрацию рабочих растворов ингибиторов определяют по методике ШШТнефть. Пробы отбираются из емкости после заьер-шения операций по приготовлению рабочего раствора.

5.3.    Контроль за правильностью дозировки рабочего раствора ингибитора осуществляют ло содержанию ингибитора в нефти по

методике НИИМСК.

5.4.    С целью определения защитного действия ингибитора проводится оперативный контроль за коррозией и няводорожяванием, осуществляемый следующими способами:

измерением скорости коррозии по образцам-свидетелям гравиметрическим методом по ГОСТ 0-905-82 (СТ СЭВ 3283-81);

измерением степени охрупчивания стальных образцов методом перегиба по ГОСТ 1579-80;

измерением скорости диффузии водорода с помощь» водородных зоилов (Методические указания по испытанию ингибиторов коррозии для газовой промышленности ПШЦГаз);

Страница 17

16

определенном коррозионного растрескивания на напряженных образцах (подготовка образцов по ГОСТ 1497-84); ультразвуковой толщннометрией.

5.5, Контроль коррозии технологического оборудования и ком-ауяикадий и эффективность ингибиторной защиты на установка "Пор-та-Теот" осуществляется по образ цам-свидеталям. Образцы-свидетели устанавливаются (см. рис.)в технологические трубопроводы через штуцера в следующих местах:

на выходе газовых линий из сепараторов всех 4-х ступеней; на выходе нефтяных линяй всех 4-х ступеней сепарации; на выходе водяной линия после 3-еЙ ступени сепарации.

В каллой точке устанавливается по 2 плоских образца.

Расчет скорости коррозии со контрольным образщш-с виде гелям производится по формуле:

л $ г ~ *00о° > г/А    (5.1)

где J> - скорость коррозии, г/м^ч;

п, - масса образца до испытания, г; mt- масса образца после испытания, г;

$ - площадь поверхности образца, см^;

X- продолжительность испытаний, ч.

Для пересчета скорости коррозии на мм/год необходимо полученный результат умножить на коэффициент пересчета, равный для стали 1,12.

Образец-свидетели должны бьггь из сталей тех марок, из которых изготовлено оборудование. Подготовка и обработка образцов производится по ОСТ 39-099-79. Установку образцов производят До начала испытаний. Снятие образцов производят по окончании испытаний.

Страница 18

17

5.6.    Образда на перегиб изготавливают иэ проволоки дкаызт-ром 3-4 ш длиной 120-150 ш из стали СВ-08А и устанавливают в узел контроля скорооти хорроэии.

Степень охрупчявандя (Jf) образцоврассчитывается во формуле:

а/ - Лг.:*... ту. ,    (6.2)

К ф

где    К0 - число перегибов до разрушения исходных образцов;

И. число порогябов до разрушения образцов в агрессивной среде с ингибитором или боа него.

Степень защиты от охрупчивания металла в присутствия ингибитора рассчитывается по формуле:

р г    iL .iOO% у    (5.3)

К ф ш П.    '

где п0~ число перегибов до разрушения иоходдах образцов;

п - число перегибов до разрушения образца в агресоивкой среде без ингибитора;

,г, - число перегибов до разрушения образцов в агрессивной среде в присутствии ингибитора .

Установку образцов производят до начала испытаний. Снятие образцов производят по окончании испытаний.

5.7.    Водородные зонда конструкции ДОЕН устанавливаются в узлах контроля скорости коррозии. Периодичность записи показаний водородных зондов производят раз в сутки. При повышении давления на водородном зонде (любой конструкции) свыше 0,001 МПа за период до 3-х сут. следует увеличить удельную дозировку ингибитора

в I,5-2.0 раза.

При дальнейшем повышения давления на водородных зондах необходимо остановить работу скважины до выяснения причин резкого уиеличония коррозионной агрессивности среди.

Страница 19

18

5.8.    Для испытания на сероводородное коррозионное растрескивание применяв? кодыш Одинга. Кольца Одннга изготавливают из

от. 65 Г, закаленной до Н(с * 56-58 ед.,я устанавливают в узлах контроля. Перед установкой в кольцах создают надряаение порядка 50 кг/мм^. Установку образцов производят до начала , а снятие - до конца испытания скважины.

5.9.    Песта установок устройства (узла) контроля скорости коррозии конструкции института ВНИИСПТнефть согласуются (кроне стационарных коррозионных течек на уотаноаке "Порта-Теот") с главным 0Hr.ei-.epoK предприятия, производящего испытание разведочной скважины.

5.10.    Измерение толщины стенок аппаратов и трубопроводов в местах наиболее вероятного максимального коррозионного износа:

на трубопроводах в местах поворотов (по наружному радиусу сгиба), сужений, в тройниках, застойных и тупиковых участках, в нижней части прямых участков;

на аппаратах площадки для замеров желательно выбирать в 3-х зонах - верхней, средней и нижней частях аппарата (по 3-3 точка в каждой зоне).

В выбранных для контроля местах необходимо подготовить площадки для замера толщины стенки размером 100x100 m или 75x75 мм, зачастить их до металлического блеска, покрыть легхоснямаомой защитной смазкой и отметить яркой краской.

Результаты замеров толщины стенки оформляются актом.

Периодичность замера толщины стенки аппаратов и трубопроводов производить через 3-5 суток по согласованию с главным инженером предприятия, проводящего испытания.

Первый замер необходимо провести перед вводом в эксплуатацию оборудования. Замеры производят с помощью приберов "Кварц-6", "Кэарц-15" или импортных (YVM-Z0, яроизводстоо Япония) приборои.

Страница 20

19

прошедших метрологическую экспертизу в соответствия о ГОСТ 8.383.-60.

5.11.    Допускается установка зондов коррозикетра СК-3 (если прибор прошел метрологическую экспертизу) фирмы "ftokt ttc* С 9tf>. взамен образцов-свидетелей:

на нефтяной линии П, Ш ступеней сепарации;

на газовой линии П* Ш, ХУ ступеней сепаратная.

Возможны и другие варианты размещения средств контроля за скоростью коррозии я наводорождвангя,

5.12.    Все перечисленные методы контроля не связаны с ревизией оборудования, внутренним осмотром, остановкой работы технологического оборудования и позволяют вести наблюдения в соответствии с намеченным графиком проведения контроля коррозии на работающем оборудовании.

6. МЕРЫ БЕЗОПАСНОСТИ

6.1. Общие положения.

6.1 Л. При осуществлении технологии защиты подземного в наземного оборудования от коррозионного разрушения при освоении и исследовании скважин месторождения Тенгиз необходимо соблюдать требования охраны труда в соответствии с ГОСТ 12.3.002-75.

6.1.2. К обслуживанию оборудования, применяемого в технологическом процессе ингибиторной защиты, допускается персонал, прошедший специальный инструктаж и имеющий отметку о допуске к работам в удостоверении о проверке знаний. Б журнале (карточке) по технике безопасности должна быть сделана отмотха об инструктаже. Инструктаж проводится в соответствии с положением о порядке обучения работников безопасным метопам работы , единой системой управления охраной труда в нефтяной промышленности , "Инструкцией