Министерство нефтяной прошшленяости ШИИСПТнефть

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

ИНСТРУКЦИЯ

ПО ОБСЛЕДОВАНИЮ КОРРОЗИОННОГО состояния МАГИСТРАЛЬНЫХ НВГСЕПРОВОДОВ

РД 39-0147103-372-86

Уфа - 1967

Министерство нефтяной промышленности

Всесовэный научно-исследовательский институт по сбору, подготовке в транспорту нефти в нефтепродуктов

(ВНИИСПТнвфгь)

УТВЕРЖДЕН

заместителем министра С.М.Тооловш

22 декабря 1986 г.

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

ИНСТРУКЦИЯ

ПО ОБСЛЕДОВАНИЮ КОРРОЗИОННОГО СОСТОЯНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

РД 39-0147103-372-86

Уфа - 1967

10

3.2.3.4.    Так как характер и скорость коррозионных процессов определяются поляризационным потенциалом, необходимо при измерения защитного потенциала исключать омическую составляющую. Измерение поляризационного потенциала в этом случае проводят по

ГОСТ 9.0J5-74 (приложение 2) с применением высокоомного вольтметра 43312.

3.2.3.5.    При плохом состоянии изоляционного покрытия - наличии больших повреждений - измерения защитного потенциала "труба--земля" проводят методом высяоса электрода сравнения в соответствии с приложением 2 Инструкции .

3.3. Оценка состояния изоляционного покрытия нефтепровода.

3.3.1.    Обнаружение сквозных дефектов в изоляции.

3.3.1 Л. Места дефектов на нефтепроводе определяют искателями повреждений изоляционного покрытия типа ИПИ-76 (СУ "Оргэнер-гог&э"), АШИ, "Пеленг-Л" (СКБ ВШО "Союзгазавтоматика"), установка для определения дефектных мест в изоляционном покрытии магистральных нефтепроводов УКИ-I (ТУ 39-973-84, ВНИИСПТйефть) в другие. Работу с приборами производят в соответствии с инструкцией по эксплуатация.

3.3Л.2. Ври определении места повреждения изоляции производят привязку его к физическим ориентирам, а на трассе точно по мосту обнаружения дефекта вбивают колышек. При оформлении записи (Форма 5 приложения I) обязательно отмечают, на какой частоте производились замеры (с генератором или от катодных станций). Результаты обследования заносят в рабочий журнал.

3.3.2.    Определение переходного сопротивления изоляции.

3.3.2.1. Величину переходного сопротивления определяют для

ноповрожденного покрытия в шурфах.

II

3.3.2.2. Измерение переходного сопротивления "труба-земля" производят по приложению 6» п.1 ГОСТа 25812-83 и оценку его осуществляют по среднему значению, определенному не менее чем в трех шурфах. Запись измерений производят по форме 2 приложения 6 ГОСТа 25812-83 в заносят в рабочий журнал.

3.4. Обследование нефтепровода в щурфах.

3.4.1.    Шурфованию при обследовании коррозионного состояния нефтепровода подлежат участки нефтепровода, на которых предполагается наличие коррозионной ситуации, выявленной:

при анализе статистических данных и работы средств ЭХЗ;

при проведении измерений на трассе нефтепровода и подтвержденной при обследовании состояния изоляции наличием дефектов в покрытии.

3.4.2.    Количество шурфов, отрытых на каждом километре обследуемого участка нефтепровода, должно быть не больше двух.

3.4.3.    При выборе места для шурфования предпочтение отдают участкам нефтепровода,

имеющим дефекты в изоляционном покрытии наибольшего размера;

на которых отсутствовала защитная разность потенциалов "труба-земля" или ее значение было ниже минимально допустимого в соответствии с а. 2.2.3.;

проложенным в наиболее агрессивных грунтах.

3.4.4.    При отрыве шурфов осторожно снимают прилегающие к нефтепроводу олои земли о тем, чтобы не нарушить изоляцию и расположение на трубе продуктов коррозии.

3.4.5.    Проводят визуальное обследование -с описанием внешнего вида и типа повреждения покрытия.

3.4.6.    Адгезию защитного покрытия определяют на непопреж-донной части изоляционного покрытия по приложению 4 ГОСТа

12

25812-83. Запись результатов измерений проводит по форме I (для сокрытий из полимерных лент) и форме 2 (для покрытий на основе бвтума) приложения 4 ГОСТа 25812-83.

3.4.7. После осмотра изоляционного покрытия в месте сквозного дефекта о нефтепровода снимают изоляцию для обследования тела трубы. При этом описывают характер повреждения стенки трубы, продуктов коррозии.

3*4.8. Глубину коррозионных повреждений (каверн, раковин, язв) замеряют при помощи индикатора часового типа о разгруженным мхаяизмом типа ИЧ IQP.

3.4.9. Результаты обследования нефтепровода в вурфах заносят в сводную таблицу (форма 6 приложения I) и на ее анализе научают мероприятия по полной защите нефтепровода от коррозии*

3.4*10. Пример записи результатов обследования коррозионного состояния нефтепровода приведен в приложении 3 Инструкции

4. ОБСВДОВАНИЕ КОРРОЗИОННОГО СОСТОЯНИЯ НЮТЕПРОВОДОВ, ПРОЛОКЕНЙЫХ В ЗОНАХ ДЕЙСТВИЯ ЕШДАХЩХ ТОКЭВ

4.1. Анализ статистических данных и работы средств электрозащиты производят до п.3.1.

4*2. Оценка скорости коррозии защищенного нефтепровода, прошенного в зоне действия блуждающих токов, методически не отличается от оценки ее для нефтепроводов, защищенных установками катодной защиты* - ее определяют по п.3*2.1.

4.3. Коррозионная активность грунтов в случае электрокорро-з|и носит второстепенное значение, дополняя информацию об опасности коррозии на данном участке нефтепровода. Она характеризуется удельным электрическим сопротивлением, величину которого определяют по п.3.2.2.

13

4,4. Определение разности потенциалов "труба-земля”.

4.4.1. Для определения опасности электрокоррозии на нефтепроводе в соответствии о ГОСТ 9.015-74 измеряют разность потенциалов "труба-земля" о целью выявления положительных или знакопеременных зон, которые являются коррозионноопаснымн.

4.4*2. Разность потенциалов измеряют по методике приложения 4 ГОСТа 9.015-74. Запись измерений производят в рабочем журнале по форме 4 приложения I настоящей Инструкция.

4.4.3.    Для выявления устойчивых анодных зон на нефтепроводе, имеющих место в случае отказа электроцрекакой, производят отключение электро дренажа не более чем на 4 часа в измеряют разность потенциалов "труба-земля" на данном участке.

4.4.4.    На рабочей схеме трассы (форма I приложения I) выделяют участки нефтепровода, характеризующиеся либо положительным значением средней разности потенциалов, либо величиной ее меньше минимально допустимой по ГОСТ 25812-63.

4.5.    Оценку состояния изоляционного покрытия производят по п. 3.3.1.

4.6.    Шурфование для обследования нефтепровода, проложенного в зоне действия блуждающих токов, производят только в местах обнаружения дефектов в изоляционном покрытии при наличии:

устойчивых анодных зон в случае отказа алектродренажа;

значений положительной средней разности потенциалов "труба-земля" или ее величины меньше минимально допустимой по ГОСТ 25812-637

Количество отрытых шурфов «а километре обследуемого нефтепровода должно быть ае менее одного.

Обследование участка нефтепровода в шурфах проводят по л.3.4, результаты обследования заносят в рабочий журнал по форме 6 приложения I.

14

5. ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ОБСЛЕДОВАНИЯ КОРРОЗИОННОГО СОСТОЯНИЯ МАГИСТРДЛЬШХ НЕФТЕПРОВОДОВ

5.1.    При проведении обследования все результаты ванооят в рабочий дурная по соответствующим формам.

5.2.    Электрометрические измерения, обследование состояния полиции и обследование нефтепровода в шурфах оформляется актами в соответствии с указанными формами.

5.3.    По результатам обследования разрабатывает рекомендация для проведения мероприятий по полной защите нефтепровода от коррозии, к которым относятся

сооружения дополнительных средств защиты от подземной коррозии;

повышение токов защиты нефтепровода существующими средст-

шо;

сооружение дополнительных средств защиты о одновременной аеревзоляцией отдельных участков нефтепровода (частичный ремонт).

5.4.    На основе всех материалов составляют общий акт обследования коррозионного состояния участка нефтепровода, к которому в качестве приложения прикладывают все документы по обследованию в копию приказа по УМН о проведении обследования.

5.5.    Акт обследования утверждается главным инженером УМН. в один экземпляр его направляется в Главтранснефть.

15

6. ПЕРИОДИЧНОСТЬ ОБСЛЕДОВАНИЯ КОРРОЗИОННОГО СОСТОЯНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

б Л- Обследованию коррозионного состояния подвергают все магистральные нефтепровода, эксплуатирующиеся в системе Главтранснефти, со следу щей периодичностью:

нефтепроводы, передаваемые на баланс другими организациями, - при передаче;

действующие нефтепровода, проложенные в сблончаховах грунтах в в зонах действия блуадающих токов, - через 5 лет; остальные нефтепроводы - через 10 лет.

6.2.    За точку оточета срока проведения обследования принимают время сдачи нефтепровода после строительства или очередного капитального ремонта.

6.3.    Обследование необходимо проводить в летние и весенне-осенние месяцы в зависимости от природно-климатических условий региона, где проложены нефтепроводы, бригадой не менее 6 человек с производительностью 5 кк/день.

Бригада должна состоять из водитвля-электромонтера, электромонтера 6 разряда для проведения электрометрических измерений, двух операторов для работы с искателем повреждения, оператора, делающего привязку обнаруженных дефектов к физическим объектам, экскаваторщика.

п

8. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ОБСЛЕДОВАНИИ КОРРОЗИОННОГО СОСТОЯНИЙ ШтеТРАДЬШХ НЕФТЕПРОВОДОВ

8.1.    Обследование коррозионного состояния нагие тральных нефтепроводов проводят под руководством ответственного работника. прошедшего проверку знаний производства работ и допущенного к руководству этими работами.

8.2.    К проведению электрометрических измерений на трассе нефтепровода допускаются лица, не молоке 18 лет, обученные и успешно прошедшие проверку знаний согласно "Положению о порядке обучения рабочих и инженерно-технических работников безопасным методам работы на предприятиях я организациях Министерства нефтяной промышленности".

8.3.    При проведении обследования учитывают следующие документы:

инструкции по эксплуатация приборов в искателей повреждения изоляционного покрытия;

"Правила устройства электроустановок". М. - Д., Энергия,

1974;

СНиП Щ-4-80 "Техника безопасности в строительстве*. М., Стройиздат, 1980;

"Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей*. М., Атомиэдат, 1971 .

8.4.    При отрытии щурфов земляные работы проводятся в соответствии с п.4 "Земляные работы* РД 39-30-297-79 "Магистральные нефтепроводы. Правила капитального ремонта подземных трубопроводов" (ВНИИСПТнефть).

8.5.    Обследование нефтепровода в щурфах должно проводиться бригадой не менее трех человек, спуск и подъем людей производить по лестнице.

18

8.6, Персонал, занятый елеятрометрическима измерения»!, подлен быть обучен правилам и приемам оказания первой (доврачебной) помощи. Бригада, занимающаяся обследованием коррозионного состояния нефтепровода, должна быть обеспечена аптечкой с медикаментами я перевязочным материалом.

Настоящая Инструкция разработана Всесоюзным научно-исследовательским институтом по сбору, подготовке и транспорту нефти и нефтепродуктов (ШМСПТЫефть) на основании предложения Главтранснефти к "Плану научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ на 1985 г." и заказ -наряда*

Инструкция посвящена вопросам проведения обследования коррозионного состояния магистральных нефтепроводов и методам обработки результатов обследования с целью разработки мероприятий по полной завдте нефтепроводов от коррозии*

Инструкция разработана х.т.н. Колчиныы В*А. и х.т.н. Лебеденко В.К*

Bpogo&tJiwab** вишэвлЛ orouifipsirjpo /vjJoc/ш basjjtj *D/>op£y

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

ИНСТРУКЦИЯ ПО ОБСЛЕДОВАНИЮ КОРРОЗИОННОГО СОСТОЯНИЯ МАТИСТРАЛЬНЫX НЕФТЕПРОВОДОВ

РД 39-0147103-372-86

Вводятся впервые

Срок введения установлен с 01.07*87 г. Срок действия до 01.07.90 г.

Инструкция распространяется на действующие, проложенные подземно б любых почвенно-климатических условиях магистральные нефтепроводы:

не имевшие длительное время после пуска в эксплуатацию электрохимической защиты (ЭХЗ);

на которых длительное время не поддерживался минимальный защитный потенциал в соответствии с ГОСТ 25812-83;

находящиеся в эксплуатации более 20 лет и обеспеченные эффективной 3X3*

Инструкция предназначается для использования работниками управлений магистральными нефтепроводами (УМК) при установлении коррозионного состояния нефтепроводов с целью проведения мероприятий по эффективной защите от коррозии.

4

I. 0Щ1Е ПОЛОЖЕНИЯ

I.I. Основными критериями коррозионной опасности являются: цля нефтепроводов, обеспеченных электрохимической защитой,-скорость коррозии защищенного нефтепровода (остаточная скорость коррозии) и разность потенциалов "труба-земля";

для нефтепроводов, на которых длительное время после пуска в эксплуатацию отсутствовала электрохимическая защита, и для нефтепроводов, на которых длительное время не поддерживался минимальный защитный потенциал в соответствии с ГОСТ 25812-63,-юоррозионная активность грунта, естественный потенциал ’’труба-земля” и состояние изоляционного покрытия, характеризующееся переходным сопротивлением "труба-земля”, величиной адгезии покрытия и наличием сквозных дефектов в последнем;

для нефтепроводов, проложенных в зоне действия блуждающих токов, - разность потенциалов "труба-земля", плотность утечки тока с трубопровода и агрессивность грунтов,

2, ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ ОБСЛЕДОВАНИЯ

2.1.    Перед обследованием коррозионного состояния участка нефтепровода составляют рабочую схему трассы нефтепровода в соответствии с формой I приложения I и заводят журнал для ведения записей результатов измерений (в дальнейшем - рабочий журнал).

2.2.    Обследование коррозионного состояния нефтепроводов, обеспеченных 3JQ, проводят в следующем порядке:

сбор я анализ статистических данных об условиях эксплуатации обследуемого участка нефтепровода (характеристика нефтепровода, наличие зон действия блуждающих токов, характеристика грунтов по трассе, сведения о работе средств 3X3 и величине за-

5

щитной разности потенциалов "труба-земля” за весь срок службы нефтепровода, аварийные ситуации на нефтепроводе);

предварительное выявление коррозионно-опасных участков нефтепровода по анализу статистических данных и отметка их на рабочей схеме трассы;

проведение электрометрических измерений на трассе обследуемого участка нефтепровода;

обследование состояния изоляции нефтепровода искателем повреждения;

шурфование по месту обнаружения дефектов в покрытии .для оценки общего состояния изоляции и тела трубы;

оформление акта обследования и составление рекомендаций по проведению противокоррозионных мероприятий.

3. ОБОЩОВАНИЕ КОРРОЗИОННОГО СОСТОЯНИЯ НЕФТЕПРОВОДОВ, ОБЕСПЕЧЕННЫХ ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ ЗАЩИТОЙ ОТ ПОЧВЕННОЙ КОРРОЗИИ

3.1,    Анализ статистических данных,

3.1.1.    Анализ статистических данных по коррозионной ситуации на нефтепроводе проводят по проектной и эксплуатационной документации, Характеристика нефтепровода, значения удельного сопротивления грунта (минимальное и максимальное значение на километре), график защитной разности потенциалов "труба-земля" за последний год эксплуатации, обнаруженные сквозные проряавлеькя заносятся

в форму I приложения I,

Значения защитной разности потенциалов за все время эксплуатации нефтепровода и величина удельного сопротивления грунта, определенная в соответствия с ГОСТ 9.015-74, приводятся в виде

6

таблиц, принятых в УШ.

3.1.2. Анализ работы средств ЭХЗ проводят для выявления времени, в течение которого обследуемый участок нефтепровода оставался без ЭХЗ или защита была неэффективной. Его проводят по статистическим данным УШ за все время эксплуатации нефтепровода. Результаты сводят в таблицу по форме 2 приложения I.

3.1*3. По анализу статистических данных выбирают участки, опасные в коррозионном отношении, которые характеризуются:

отсутствием или "провалами” разности потенциалов "труба-земля", т.е. значениями разности потенциалов меньше минимально допустимой для конкретных условий эксплуатации по ГОСТ 25812-83, которые имели место более I месяца на нефтепроводах, проложенных в зонах действия блуждающих токов, и 6 месяцев - для остальных нефтепроводов;

сочетанием коррозионно-активных грунтов с удельным электрическим сопротивлением 20 Ом. м и ниже с "провалами" разности потенциалов '’труба-земля";

авариями, происшедшими на нефтепроводе по причине подземной коррозии.

На рабочей схеме трассы эти участки выделяют линией.

3.2. Измерения на трассе нефтепровода.

3.2.1.    Оценка скорости коррозии нефтепровода.

3.2.1.1.    Для нефтепроводов, длительное время не имевших ЭХЗ, оценку скорости коррозии проводят по статистическим данным аварий, происшедших по причине почвенной коррозии и коррозии блуждающими токами. Среднюю скорость коррозии определяют по формуле

Кср= -у- гмм/год,

7

гдэ & - глубина коррозионного повреждения стенки трубы, км;

Т - время службы нефтепровода до обнаружения повреждения, год.

3.2.1.2. На нефтепроводе, обеспеченном ЭХЗ, остаточную скорость коррозии определяют экспериментально закладкой образцов в грунт в условия, идентичные условиям эксплуатации нефтепровода. Методика определения приведена в Р 226-76 "Руководство по выбору оптимальных критериев электрохимической защиты ,газонефтепровоцов и промысловых сооружений" (ВНИИСТ).

Скорость коррозии оценивают по формуле:

> ф²тод,    (2)

где &₀ - начальный вес образца до закладки его в грунт в условия, идентичные условиям эксплуатации нефтепровода, г; - вес образца после извлечения его из грунта, г;

Т - время нахождения образца в грунте, год;

S - площадь образца, м²,

3.2.1.3.    За допустимую скорость коррозии магистральных нефтепроводов о учетом реальных условий эксплуатации принимают скорость коррозии, обеспечивающую прополжительность эксплуатации нефтепровода без ремонта в течение 50 лет в соответствии с К

39-0147103-334г86 "Инструкция по отбраковке труб при капитальном ремонте".

3.2.1.4.    Глубинный показатель коррозии (мм/гол) при неравномерной коррозии измеряют непосредственно глубиномерами, а при равномерной коррозии получают пересчетом весового показателя по формуле

/7- q 4D ³?т /гсд,

•у

где К -скорость коррозии, г/м . год;

н

- плотность металла, г/см³.

3.2.2. Определение коррозионной активности грунтов.

3.2.2.1.    Основным фактором, оказывающим влияние на коррозионную ситуацию нефтепровода при почвенной коррозии, является коррозионная активность грунта. Она определяется типом грунта, его структурой, составом, pH грунта, влажностью, характером проникновения воздуха в грунт, чередованием грунтов и удельным электрическим сопротивлением.

3.2.2.2.    Для оценки общей характеристики грунтов используют удельное сопротивление грунта. Хотя оно не является непосредственной причиной коррозии, однако величина его зависит от вышеперечисленных факторов, действующих одновременно,

3.2.2.3.    Коррозионная оценка грунта по величине удельного сопротивления грунта приведена в табл. I ГОСТ 9,015-74.

3.2.2.4.    Удельное сопротивление грунта определяют при проектных изысканиях на трассе нефтепровода или при специально проведанных исследованиях на действующем нефтепроводе и его значения включают в состав проектно-технической документации. Измерение этого параметра при обследовании коррозионного состояния нефтепровода провпят либо при отсутствий этих данных для конкретного участка нефтепровода, либо для уточнения полученного ранее значения. 3 последнем случае удельное сопротивление грунта измеряют

в точках трассы, где нефтепровод проложен в агрессивных грунтах и вследствие этого ожидается коррозионная ситуация.

3.2.2.5.    Удельное сопротивление грунта на обследуемом участке нефтепровода измеряют в соответствии с приложением I, п.1 ГОСТа 9.015-74 с помощью симметричной четырехэлектродной установки измерителями сопротивления М-416, МС-08 или полевым электро-разаедочннм потенциометром типа ЭИ-1, Замеры производят через каж-

9

дне 103 метров, а в случае значительной разнородности грунтов -через каждые 50 метров. Запись измерений производят по форме 3 приложения I настоящей Инструкции.

На рабочей схеме трассы наносят значения удельного электрического сопротивления грунта в отмечают участки, опасные в коррозионном отношении, которые характеризуются величиной удельного сопротивления 20 Ом-м и нике.

3.2.3. Разность потенциалов ^нтруба-земля".

3.2.3.1.    Основным параметром, характеризующим защищенность нефтепровода от почвенной коррозии при катодной поляризации, является минимальная величина защитной разности потенциалов "труоа-земля".

3.2.3.2.    При обследовании коррозионного состояния нефтепровода величину разности потенциалов "труба-земля" учитывают за весь срок службы нефтепровода для выявления участков, где в течение какого-то времени нефтепровод оставался без электрохимической защиты или на нем не поддерживался минимальный защитный потенциал по ГОСТ 25812-83. Запись производят по форме 4 приложения I. Знач»э-ния разности потенциалов за год, предшествующий обследованию, приводят в виде графиков на рабочей схеме трассы (форма I приложения I).

3.2.3.3.    Поляризующий трубопровод ток не только обеспечивает сдвиг потенциала в отрицательную сторону, но и вызывает омическое падение напряжения в изоляционном покрытии и грунте. Измеренная разность потенциалов представляет собой сумму

(4)

где U_e - естественный потенциал "труба-земля". В; ^    -    сдвиг потенциала при поляризации. В;

(J_c - омичоскоо падение напряжения, В.