МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

ИНСТРУКЦИЯ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ И ЭКСПЛУАТАЦИИ АНТИКОРРОЗИОННОЙ ЗАЩИТЫ ТРУБОПРОВОДОВ СИСТЕМ НЕФТЕГАЗОСБОРА НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

РД 39-0147323-339—89-Р

1989

M i^KUCTe'пС ЛМ,

К СТ fD'l Ки^ия

ПО [\рсект1₍|очуг>анию и '^Kea/vj ~аящ_ы U

\

IXhrru КС    С    (Ч    И04 ^РициТЬ)

71^ -во о 1эс ас-дс 6.

LAx.    Кч6-^ги<2<га^©ея&^р    'jL

\

%

ИЭк    3:ал\.Я^НОи CtC£k|Hj

3$-СЧЧЧЪХЪ~-ЪЪС) р>

(iX^;Tt^lH|4U ^Ск^Ч^КГ оа-Ъ^Х&^ГЭМ

Гоб<^%рСЛс^нНк»{Й navjMWO ' иСЧ⁵-Л(^с;в.хт^АЬ(/«С1А(Л И п|г><Ч*СгК1чн

и и е,-п,сч^-гом ке^т^м.*»!^ к т~э&оъсХГ п|>онь|а(^(₁’н^,С'Лг^ WIM. Вм* М^^*>Ь^£ИКо (l ип^ОтКои^ИЙ0^<£Т^ад'^

10

рость коррозии р_ти*, учитывающая агрессивность среды (содержание ионов С7“, Са²⁺, HCOi и показатель концентрации ионов водорода pH) и гидродинамические параметры работы трубопровода (давление, скорость смеси и параметр режима).

3.4.    Значения максимальной скорости коррозии р_тах, срока службы трубопровода t и параметр режима течения w позволяют рассчитать в соответствии с приложением 5 значения остаточной толщины стенки трубопровода а_ост_Кр, средней глубины коррозионного поражения а_ср, определить места наиболее вероятного порыва и принять решение о целесообразности ремонта или необходимости отбраковки всего участка нефтегазопровода, а также выбрать методы защиты от коррозии.

3.5.    Отбракованные участки трубопроводов заменяются новыми, диаметр которых рассчитывается по формуле (1) или (2), где значения расхода Q и обводненности п выбираются в соответствии с динамикой изменения добычи жидкости на кустах, с которых продукция собирается в заменяемый трубопровод.

3.6.    При выборе методов защиты основное внимание уделять участкам, наиболее подверженным локальной коррозии (ш^1), и участкам, транспортирующим агрессивную продукцию скважин (р_тах ^ 0,5). При этом возможны следующие случаи:

3.6.1.    При    и    ртах    ^ 0,5 обязательно применение за

щитных мероприятий. В первую очередь применяются технологические методы защиты (увеличение загрузки трубопровода путем подключения новых кустов или отключения параллельных трубопроводов). При невозможности достижения антикоррозионного режима применяется ингибиторная защита.

3.6.2.    При    и 0,25 ^ р,„ах < 0,5 применять техноло

гические методы защиты. Ингибирование применяется только после проведения технико-экономического обоснования.

3.6.3.    При    Ртах    С 0,25 применять технологические

методы защиты или периодическую гидравлическую промывку трубопроводов. Ингибирование в данном случае нецелесообразно.

3.6.4.    При w> 1, ртах ^ 0,25 применять технологические методы защиты (экономически обоснованный сброс попутного газа и воды на кустах, добывающих продукцию наиболее агрессивных пластов). Ингибирование применять только после проведения технико-экономического обоснования.

3.6.5.    При w > 1, ртах <1 0,25 участок является некоррозионноопасным, защита от коррозии не требуется.

3.7.    Ингибитор и технология его применения выбираются

11

в каждом конкретном случае с учетом обводненности продукции и гидродинамическою режима течения в соответствии с приложением 4.

3.8.    Для улучшения адсорбции ингибитора на внутренней поверхности трубопроводов и повышения эффективности ингибиторной защиты рекомендуется проведение периодической очистки трубопроводов от шлама, рыхлых осадков и водных скоплений. Очистку можно производить механическим способом с применением скребков, ершей или шаров-разделителей по РД 39-23-1082—84, промывкой с применением моющих средств типа МЛ-80 по РД 39-1-1094- 84 или гидравлическую очистку.

3.9.    Гидравлическая очистка применяется в течение 12— 24 часов перед применением ингибиторов коррозии не реже 1 раза в квартал. Она заключается в увеличении расхода жидкости в трубопроводе путем переключения параллельных трубопроводов или подключения новых кустов с целью достижения скоростью смеси критического значения (У_кр, что обеспечивает удаление из трубопровода рыхлых осадков.

3.10.    Критическая скорость выноса рыхлых осадков водной фазой расслоенного потока рассчитывается по следующей формуле:

t/кр = 710 s/v„ ^!>", 7 ^Рв \fs¥ M~D~ г

где v_B=10'⁶ м²/с — коэффициент кинематической вязкости

воды;

р_п, р_в — плотность осадка и воды, соответственно, кг/м³;

S — объемная концентрация твердой фазы,

м³/м³;

W — коэффициент фиктивного лобового сопротивления (табл. 1);

D — внутренний диаметр трубопровода, м.

Таблица 1

Крупность частиц а, 0,05-0,1 0,1-0,25 0,25-0,5 0,5-1 1-2 2-3 3-5 5-10 10-20 мм Коэф. фикт. 0,02 0,2 0,4 0,8 1,2 1,5 1.8 1.9 2

лобового сопротивления

12

При отсутствии данных о плотности, крупности и объемной концентрации рыхлых оса ikob в расчетах можно исполыонать средние значения этих величин: р„ = 2650 кг/м\ 5^2-10 ^ м³/м*; ^ — 10“ * м.

3.11. Контроль применения защитных мероприятий.

3.11 1 Для контроля применения защитных мероприятий каждое направление нефтегазосбора должно быть оборудовано одной контрольной точкой в конце каждого коллектора с двумя вантузами. Патрубки с условным диаметром 50—80 мм и высотой 200—300 мм устанавливать строго вертикально на верхней образующей трубопровода, оснащать задвижками соответствующего типоразмера и устройствами для зондирования трубопроводов по чертеже УЗТ 1.000 или УЗТ 2.000 (Г ипротюменнефгегаза). Точки контроля должны рас пол а-[аться с учетом доступности для обслуживания, в местах возможною ибразования застойных зон или на горизонтальных учае^ч1 л\ трубопроводов, но на расстоянии не ближе 60—100 м от врезок кустов, переходов под дорогами, поворотов трассы . других местных сопротивлений, способствующих турбулиза-цлн потока.

3.11.2 Режим течения жидкости контролируется по мере необходимости, но не реже одного раза в квартал путем отбора проб жидкости с нижней образующей трубопровода.

3.11.3.    Скорость коррозии стали измеряется методами гравиметрии или с помощью коррозиметрических приборов.

3.11.4.    Эффективность применения ингибиторной защиты оценивается по снижению скорости коррозии, а также путем измерения остаточного содержания ингибитора в водной фазе.

3.11.5.    Основным технологическим показателем эффективности применения защитных мероприятий является снижение числа аварий по причине коррозии, потерь нефти и затрат на ликвидацию таких аварий.

ПРИЛОЖЕНИЕ I Обязательное

МЕТОДИКА РАСЧЕТА МАКСИМАЛЬНОЙ СКОРОСТИ КОРРОЗИИ НЕФТЕГАЗОПРОВОДОВ

Методика предназначена для оценки коррозионного состояния проектируемых, строящихся и действующих нефтегазопроводов. На основании приведенных ниже зависимостей рассчитывается максимально возможная скорость неравномерной коррозии трубопроводов при соответствующих физико-химических параметрах воды и гидродинамическом режиме потока.

1. Исходные данные для расчета

1.1.    Исходными данными для расчета служат: содержание ионов хлора С/', г/л; содержание ионов бикарбоната, НСОУ, мг/л; содержание ионов кальция С«²⁺, мг/л; показатель концентрации водородных ионов, pH; среднее давление в нефтегазопроводе Р, МПа;

средняя скорость потока водогазонефтяной смеси у_см, м/с; отношение средней скорости смеси и критической скорости, рассчитываемой согласно приложению 2, ц_гм/ц_К|).

1.2.    Величины pH, НСО$ и Р однозначно определяют содержание свободного углекислого газа в попутно добываемой воде, содержание ионов С7“, Са²⁺ характеризуют возможность образования катодных осадков соединений железа, а значения у_сч и у_см/у_кр — условия отделения пластовой воды и образования гальванических макропар.

1.3.    В реальных условиях при замерах pH пластовой воды в стационарной лаборатории получаются данные, завышенные на 0,3—0,8 единицы вследствие выделения углекислого газа из воды при транспортировке. Методика учитывает эту погрешность. Если же измерения pH производились полевым прибором в момент отбора пробы, полученную величину нужно увеличить на 0,5 единицы и только после этого использовать в расчетах.

1.4.    При расчете скорости коррозии действующего нефтегазопровода используются фактические значения параметров. При этом за содержание ионов и pH принимается среднее значение, рассчитанное по меньшей мере из трех анализов, выполненных в течение трех месяцев.

1.5.    Если в пластовых водах обнаруживается присутствие различных видов бактерий, то возможно существенное увели-

14

чение скорости коррозии. В этом случае в процессе эксплуатации месторождения необходима корректировка значений расчетной скорости коррозии по данным промысловых экспериментов.

1.6. Если по отдельному участку нефтесбора отсутствуют данные анализа воды, допускается рассчитывать их по средним химическим составам вод различных пластов и объемам их добычи или по химическому составу вод всех скважин и их дебитам с использованием аддитивных зависимостей:

где М, — значения определяемого фактора для каждого пласта;

Q, — объем воды данного пласта, поступающей в трубопровод.

1.7. При расчете скорости коррозии проектируемых нефтегазопроводов используются данные усредненного химического состава пластовых вод, полученных из скважин. Значения Р, £Дм, v_iM/v_Kp рассчитываются по данным проектного задания.

2. Расчет максимальной скорости коррозии

2.1.    Неравномерная максимальная скорость коррозии рассчитывается по формуле

ртах КхКг ;    (4)

/Сх = Kci Кнсоз Кса К_рИ ;    (5)

Кг = К_Р K_VlM K_VcM/v_w?,    (6)

где ртах — максимальная скорость коррозии, мм/год;

Л\ — коэффициент, учитывающий влияние химических факторов;

Кг—коэффициент, учитывающий влияние гидродинамических факторов.

2.2.    Значения коэффициентов Kch Кса, Кнсо_v К_Рн> К_ру К_исы, K_VcM/v_Kp приведены в табл. 2. Для приближенного расчета подбираются коэффициенты, соответствующие значению фактора по табл. 2. Для уточненного расчета производится интерполяция или аппроксимация табличных данных полиномами.

2.3.    При проектировании антикоррозионной защиты трубопроводов величина коэффициента К\, учитывающего влияние химических факторов, рассчитывается по средним для месторождения данным о химическом составе пластовых вод и поэтому является постоянной, а величина коэффициента К_ГУ

15

учитывающего влияние гидродинамических факторов, определяется для каждого участка после проведения гидравлического расчета.

2.4.    Выбор коэффициента K_v^/v_K? осуществляется в зависимости от значений диаметра, которые разделены на три группы.

2.5.    При обводненности продукции выше 70% для нефтей с вязкостью менее 25 мПа-с, а для нефтей с вязкостью более 25 мПа-с — свыше 80% значение коэффициента K_Vcu/_Vkp ^в случае v_CM/v_Kp > 1 выбирается как для у_см/и_кр = I.

Таблица 2

Алгоритм расчета локальной скорости коррозии нефтесборных коллекторов С1~, г/л 6 8 10 12 14 16 18 20 22 К а 0,9 1,0 и 1,15 1,2 1,25 1,3 1,3 1,3 НСОъ , мг/л 100 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 2000 К-НСО^ 0,6 0,8 1,0 1,15 1,3 1,4 1,5 1,6 1,7 1J5 Са2+, мг/л 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 *с« 0,85 0,9 0,95 1,0 1,05 1,1 1,15 1,2 1,2 1,2 pH 6,0 6,5 7,0 7,5 8,0 8,5 КРн 3,0 2,5 2,0 1,0 0,3 0,1 Кх — Ка Кцсо* К Р, МПа 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 1,2 1,4 1,6 1,8 2,0 к? 0,6 0,8 0,9 1,0 1.1 1,15 1,2 1,25 1,3 1,3 VCu, м/с 1 1,1 1,3 1,6 2,0 2,2 2,5 3 3,3 К,» 1 1,1 1,3 1,6 2,0 2,2 2,5 1,3 1,3 1>см / 1>кр 0,1 0,2 1 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 1,2 2,0 2,2 МР £><377 0,8 0,4 ! 0,5 1,2 0,6 0,7 0,5 0,9 0,4 0,4 0,08 0,04 0,06 377<D<530 0,8 0,5 0,7 0,6 0,8 1,5 0,7 0,6 0,6 0,3 0,08 0,07 0,06 О >530 1,0 0,6 ' 0,7 1,0 1,4 1,0 0,6 0,3 0,3 0,3 0,06 0,06 0,06 - К?К V, н *В .м/Е'м.

рМЛК< - К\ 7С|

ПРИЛОЖЕНИЕ 2 Обязательное

МЕТОДИКА РАСЧЕТА ПАРАМЕТРОВ АНТИКОРРОЗИОННЫХ

РЕЖИМОВ

Настоящая методика устанавливает порядок и критерии определения антикоррозионного режима на основе исходных данных о физико-химических свойствах перекачиваемых сред и гидродинамических параметрах транспорта при проектировании и эксплуатации трубопроводов систем нефтегазосбора. 1 Исходные данные

Для определения режима работы нефтесборной сети необходимы исходные данные, делящиеся на две группы: данные, относящиеся ко всей нефтесборной сети, и данные по участкам. Для участков сети, на которых имеется несколько коллекторов, исходные данные указываются для каждого коллектора.

К общим исходным данным относятся:

р_н - динамическая вязкость безводной дегазированной нефти, Па-с; р_г — динамическая вязкость газа, Па-с;

Т температура перекачки, К; р_г — плотность газа, кг/м³; р_в — плотность воды, кг/м³; р_ш> — плотность нефти, кг/м³; р_в<л — плотность воздуха, кг/м³;

Риас — давление насыщения, Па;

а — поверхностное натяжение на границе нефть—вода, Н/м. К данным по участкам сети относятся:

Q — массовый расход жидкости, т/сут;

Р_н — давление в начале участка, Па;

Р_к — давление в конце участка, Па;

D — внутренний диаметр, м; п — доля воды весовая'

Гф — газовый фактор, м /м³.

2. Существование антикоррозионного режима.

Условие существования антикоррозионного режима выполняется при скорости смеси выше критической скорости перехода от расслоенного режима к эмульсионному, определяемой в зависимости от свойств перекачиваемой среды по следующим формулам:    -

а) при р_н < 25 мПа-с, п < 0,3

19

Р а с x од и ое г а з оеодер ж а н ие

р - Qrp/Qcu -    (25)

Динамическая вязкость нефти в рабочих условиях, Па-с,

р_Нр — ti/(l pQ -р /) ,    (26)

ц = 0,0029 - 0,008922 ig \glp»/du

. _ ^ ^(),0()2f)f>6— 1,00698 Ig (вн/Д

|jl„ > 0,11 Па-с, d - 0,1, при p_lt < 0,1 I Па*с d~ 10'³, если Г_Р = 0, то р_Нр = Рн-

Руководящий документ обобщает результаты исследований структуры многофазных потоков и методов антикоррозионной защиты, выполненных Г ипротюменнефтегазом, ВНИИСПТ-нефтью, НижневартовскНИПИнефтью, СевКавНИПИнефтью, а также опыт работы на промыслах Главтюменнефтегаза В разработке Руководящего документа принимали участие: от Гипротюменнефтегаза — А. Г. Перекупка, П. В. Павлов, И. Ю. Елистратова, Е. Д. Балахнина, Е. Б. Чунина, Э. П. Мин-галев, Г. Д. Маланичев;

от Главтюменнефтегаза — Н. Н. Таюшева; ог ВНИИСПТнефти — Ф. М. Галин, Т. К. Сковородникова, Л. Н. Васильева;

от СевКавНИПИнефти — В. В. Бондарев.

В приложениях 1 и 4 использованы материалы, представ-ленные сотрудниками НижневартовскНИПИнефти А. Г. Хур-шудовым, Н. Н. Елиным, В. В. Завьяловым и Ю. В. Сухнатом.

© Государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной и газовой промышленности имени В И Муравленко (Гипротюменнефтегаз), 1989 г

20

приложение: з

Обязательное

РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ПРИ ВЫБОРЕ ВАРИАНТА СИСТЕМЫ НЕФТЕСБОРА

При сравнении однотрубного и двухтрубного вариантов для участка нефтесборной сети необходимо рассчитать приведенные затраты по каждому варианту и выбрать вариант с минимальными приведенными затратами.

Приведенные затраты по каждому из вариантов рассчитываются по следующей формуле:

Пр = олк + 0,077KZ*__{ B_t + Z*__{ (И, + Л,) В, ,    (27)

где К — затраты на капитальное строительство, тыс. руб.; п — срок эксплуатации, на который рассчитывается трубопровод;

В_{ — коэффициенты, определяемые по формуле

В,= 1/(1 + 0,08/ .    (28)

Значения В, для / ^ 15 приведены в табл. 3.

Таблица 3

1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 S, 0,926 0,794 0,681 0,583 0,5 0,429 0,368 0,315 0,858 0,733 0,63 0,54 0,463 0,397 0,34

— затраты на ингибирование в /-м году, тыс. руб.;

Л, — затраты на ликвидацию аварий, тыс. руб.

Затраты на ингибиторную защиту в /-м году определяются по формуле

R = Q₍ q S ,    (29)

где Qi — расход жидкости на участке в i-м году в зависимости от динамики добычи, м³/год; q — удельный расход ингибитора, т/м³;

S — удельные затраты на ингибирование, тыс. руб./т. По многолетним данным о применении ингибиторов коррозии на месторождениях Западной Сибири, средний удельный расход ингибитора ^ = 4*10'⁵ т/м³, а удельные затраты на ингибирование S = 1,84 тыс. руб./т.

Руководящий документ

ИНСТРУКЦИЯ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ И ЭКСПЛУАТАЦИИ

антикоррозионной защиты трубопроводов

СИСТЕМ НЕФ I ГЛ'АЗОСБОРА НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

РД 39-0147323*339—89-Р

Срок введения установлен с 15 мая 1989 г.    Вводится    впервые

Срок действия до 15 мая 1992 г.

Настоящий Руководящий документ распространяемся на проектирование новых, а также реконструкцию и эксплуатацию действующих систем нефте/азосбора месторождений Западной Сибири и регламентирует проведение мероприятий по защите от коррозии трубопроводов систем нефти азосбора в зависимости от физико-химических свойств и 1идр0 1инами веского режима течения продукции скважин.

В Инструкции не рассмат риваюгся вопросы спцш ы i ру-бопроводов от наружной коррозии, а также применения защитных покрытий.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

ЕЕ В звязи с отсутствием стандартизованной терминологии по вопросам движения водонефтегазовых смесей для упрощения изложения материала в данном Руководящем документе приняты некоторые термины.

Е2. Система нефтегазоебора - это разветвленная герметизированная система нефтегазопроводов, соединяющая кусты скважин и пункт сбора нефти.

ЕЗ. Узлами системы нефтегазоебора являются: пункт сбора нефти, точки изменения массового расхода газожидкостной смеси, кусты скважин.

Е4. Система трубопроводов, соединяющая два соседних узла, участок нефтегазопровода.

1.5. Участок может состоять из одного трубопровода однотрубная система, двух параллельно прокладываемых тру-

бопроводов — двухтрубная система. Участки, имеющие более двух параллельных трубопроводов, могут применяться лишь в исключительных случаях.

1.6.    В системе нефтегазосбора можно выделить трубопроводы от кустов до сборного трубопровода — выкидные линии и сборный трубопровод-коллектор, в котором можно также выделить участок от пункта сбора до ближайшей врезки с куста, — участок, примыкающий к пункту сбора.

1.7.    Направление нефтегазосбора — система нефтегазопроводов типа «дерево» (рис. 1), состоящая из нескольких кустов (к. 1, к. 2, к. 3, к. 4, к. 5), выкидных линий от них (к. I — т. 1, к. 2 — т. 1, к. 3 — т. 2, к. 4 — т. 3, к. 5 — т. 3), основного коллектора (т. 3 — т. 2 — т. 1), пункта сбора (ПС) и одного участка, примыкающего к пункту сбора (т. 1 — ПС). На данном направлении нефтегазосбора на участке, примыкающем к пункту сбора, применена двухтрубная система.

1.8.    Для каждого направления нефтегазосбора длиной ветви называется расстояние по трассе нефтегазопровода от наиболее удаленного куста скважин до пункта сбора (для направления, представленного на рис. I, длина ветви — это расстояние к. 5 — т. 3 — т. 2 — т. 1 — ПС).

1.9.    Технологический процесс сбора и транспорта нефти сопровождается коррозией внутренней поверхности нефтегазопроводов, обусловленной следующими факторами:

наличием в продукции скважин минерализованной воды в виде отдельной фазы;

высокой агрессивностью eioiivt но добываемой воды, пали чием в ней сероводорода, углекислого газа, еульфатвосста-навливаю:них бактерий,

возможным попадать v в неф i ei азосборные требопроводы атмосферного кислорода,

скоплением на нижней образующей трубопроводов |>ы\лых осадков, усиливающих общую i егерог енноегь поверхмосчи и и нтон с и фи ц и р у ющих процесс электрохимической корро змн

1.10.    Для предотвращения коррозии мот\т применяться технологические методы и иш ибирование.

1.11.    Технологические методы защиты от коррозии включают в себя комплекс мероприятии, обеспечивающих ашикор-роз ионный гидродинамический режим течения жидкое; и в нефтегазопроводах

1.12.    Антикоррозионный режим течения обеспечивае: вынос скоплений воды из застойных зон и движение жидкое:и в виде однородной водонефтяной или газожидкостной эмульсии

1.13.    Ингибиторная защита нефтей аюнроводов применяется в случаях, когда применение технологических методов невозможно или неэффективно.

2. ПРОЕКТИРОВАНИЕ АНТИКОРРОЗИОННОЙ ЗАЩИТЫ ТРУБОПРОВОДОВ СИСТЕМ НЕФТЕГАЗОСБОРА

2.1.    В проектах обустройства нефтяных месторождений должна предусматриваться защита от коррозии нефтегазосборных трубопроводов.

2.2.    В проекте разработки месторождения и в задании на проектирование трубопроводов системы нефтегазосбора должны содержаться данные о наличии в воде ионов С7“, HCOJ, Са²⁺, а также показатель концентрации водородных ионов pH.

2.3.    Для принятия решения о необходимости применения защитных мероприятий в соответствии с приложением 1 рассчитывается значение коэффициента Кх, учитывающего влияние на скорость коррозии химических факторов.

2.4.    Защита от коррозии обязательна при К_х1>0,25, причем для обводненности продукции п<0,7 при К_х<3 и для п>0,7 при /С_х^1,5 в первую очередь применять технологические методы защиты.

2.5.    Запроектированная система нефтегазосбора должна обеспечивать комплексное применение технологических методов и ингибиторной защиты от коррозии.

7

где ft; динамическая вязкость безводно!) дегазированной нефти, viila-c;

Q, v — объемный секундный расход смеси, м \'с;

V;, — коэффициент кинематической вязкости среды и нефти, соответственно, м²/с;

Ро р_в, (Ь, рм— плотность среды, воды, эмульсии и нефти, соответственно, кг/м’;

Р— расходное газосодержание;

а — поверхностное натяжение на границе .нефть во да, Н/м;

^=9,81 — ускорение свободного падения, м/с'.

Формулы для расчета величин, входящих в выражения (I), (2), приведены в приложении 2.

2.8.2. Полученное значение условного диаметра используется в формуле для расчета максимальной длины ветви неф-тесбора

, apd_kV(1-P)

Ltnax — “    “    ~    ,

где АР    перепад давления на ветви. Па;

Х_см - коэффициент гидравлического сопротивления смеси, рассчитываемый в соответствии с ВСН 2.38    85.

2.8.3.    Значение максимальной длины ветви L_max является расстоянием от пункта сбора до наиболее удаленного куста, продукция которого собирается на данный пункт. Расстановка пунктов сбора с лимитированной длиной ветви обеспечивает работу трубопроводов в антикоррозионном режиме на 85—100% участков системы нефтегазосбора, то есть позволяет наиболее эффективно использовать технологические методы защиты от коррозии.

2.8.4.    Решение о расстановке пунктов сбора -- количестве пунктов, длине ветви, количестве параллельных трубопроводов и др. должно приниматься на основании технико-экономического расчета с учетом эксплуатационных затрат на ингибиторную защиту.

2.9. В соответствии с ВНТГ1 3 —85 запроектированная система нефтегазосбора должна обеспечивать защиту от коррозии в широких пределах изменения параметров работы трубопроводов, обусловленных динамикой разработки месторождения. Технологической основой этого требования является применение на некоторых участках двухтрубной системы сбора вместо однотрубной. При этом 60—80% времени разработ-8

ки месторождения режим течения жидкости в этих трубопроводах будет антикоррозионным. При проектировании систем нефтегазосбора должен обязательно рассматриваться вариант применения двухтрубной схемы сбора на участках, примыкаю-щих к пунктам сбора, диаметр которых превышает 325 мм, переходах через водные преграды, автодороги, а также на протяженных (более 3000 м) участках с коррозионным режимом течения жидкости. При этом в соответствии с приложением 3 рассчитываются техн и ко-экономические показатели однотрубного и двухтрубного вариантов сбора и в проект закладывается вариант с минимальными приведенными затратами.

2.10. При проведении гидравлического расчета трубопроводов возможны различные варианты применения технологических методов защиты и ингибирования.

2.10.1.    Если фактическая длина ветви L не превышает максимальную Д-ш*, то во всех трубопроводах на период максимальной добычи жидкости Q_max наблюдается антикоррозионный режим течения, ингибиторная защита в этом случае требуется только в начальный и конечный периоды разработки месторождения (для месторождений Западной Сибири при Q^QSOQnax).

2.10.2.    Для малодебитных месторождений (средний дебит куста Qк с 200 м³/сут) и в случае L > L_max некоторые участки системы нефтегазосбора могут иметь коррозионный режим течения на протяжении всего периода эксплуатации. В этом случае в первую очередь необходимо предусматривать применение технологических методов защиты на возможно большем протяжении нефтегазосборного коллектора, примыкающего к пункту сбора. Для выполнения этого условия диаметр трубопровода не должен превышать критический (D_Kp), рассчитываемый по формуле (1) или (2) при соответствующем значении расхода жидкости. Не допускается проектирование систем нефтегазосбора с чередованием участков с коррозионным и антикоррозионным режимами течения.

2.10.3.    После выполнения гидравлического расчета и определения диаметров трубопроводов на всех участках проектируемой системы нефтегазосбора определяется режим течения жидкости и в соответствии с приложением 1 рассчитывается значение максимальной скорости коррозии ртах-

2.10.4.    Для участков с р_тах Д> 0,5, на которых невозможно применение технологических методов, обязательно проектируется ингибиторная защита в соответствии с приложением 4. При 0,25 ^ р_тах ^ 0,5 необходимость ингибиторной защиты

9

определяется технико-экономическим обоснованием. При Ртах < 0,25 и при отсутствии в добываемой продукции СВБ, H2S, О2 защитные мероприятия не требуются.

2.11. На каждом направлении нефтегазосбора должна быть запроектирована одна контрольная точка в конце коллектора (на участке, примыкающем к пункту сбора, или перед врезкой одного сборного коллектора в другой) с двумя вантузами, оснащенными задвижками соответствующего типоразмера и устройствами для зондирования трубопроводов но чертежу УЗТ 1.000 или УЗТ 2.000 (Гипротюменнефтегаз).

3. ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ НЕФТЕГАЗОПРОВОДОВ НА СТАДИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ

3.1.    Защита от коррозии трубопроводов системы нефтегазосбора на стадии эксплуатации обеспечивается следующими мероприятиями:

созданием антикоррозионного режима транспортирования продукции скважин;

своевременным прогнозированием аварий и выбраковкой участков трубопроводов, пораженных коррозией;

возможно ранним разделением продукции скважин (сброс воды и газа);

ингибированием с предварительной гидравлической очисткой внутренней поверхности трубопроводов от водных скоплений и рыхлых осадков;

регулярным контролем агрессивности продукции скважин, режима течения, скорости коррозии.

3.2.    Для определения режима работы трубопроводов системы нефтегазосбора необходимо иметь точную технологическую схему с указанием диаметра и длины каждого участка, расположение точек контроля, а также физико-химические и технологические параметры работы трубопроводов, указанные в приложении 2. На основании этих данных для каждого участка нефтесбора в соответствии- с приложением 2 рассчитываются скорость течения газоводонефтяной смеси i\._M, критическая скорость при которой достигается антикоррозионный режим, а также параметр, характеризующий режим течения жидкости в трубопроводе (w — v_CM/v_Kp). При w> 1 режим антикоррозионный, при w ^ 1 — коррозионный.

3.3.    Для каждого участка нефтесборной сети в соответствии с приложением 1 рассчитывается максимальная ско-