Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1 

24 страницы

258.00 ₽

Купить РД 39-23-1082-84 — бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

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

Инструкцией устанавливается порядок организации и проведения работ по подавлению локальной коррозии с помощью очистки внутренней поверхности трубопроводов от продуктов коррозии и нанесения на очищенную поверхность пленкообразующих ингибиторов коррозии.

 Скачать PDF

Оглавление

1 Общие положения

2 Оборудование и материалы

3 Технология механической очистки внутренней поверхности трубопроводов и подготовка к нанесению защитного слоя ингибирующих композиций

4 Нанесение ингибирующих композиций

5 Оценка защитного действия ингибирующих композиций

6 Техника безопасности и охрана труда

Приложения

Стр. 1
стр. 1
Стр. 2
стр. 2
Стр. 3
стр. 3
Стр. 4
стр. 4
Стр. 5
стр. 5
Стр. 6
стр. 6
Стр. 7
стр. 7
Стр. 8
стр. 8
Стр. 9
стр. 9
Стр. 10
стр. 10
Стр. 11
стр. 11
Стр. 12
стр. 12
Стр. 13
стр. 13
Стр. 14
стр. 14
Стр. 15
стр. 15
Стр. 16
стр. 16
Стр. 17
стр. 17
Стр. 18
стр. 18
Стр. 19
стр. 19
Стр. 20
стр. 20
Стр. 21
стр. 21
Стр. 22
стр. 22
Стр. 23
стр. 23
Стр. 24
стр. 24

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ ВНИИСПТнефть

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

ИНСТРУКЦИЯ ПО ТЕХНОЛОГИИ ПРИМЕНЕНИЯ ИНГИБИТОРОВ ДЛЯ ЗАЩИТЫ ОТ ЛОКАЛЬНОЙ КОРРОЗИИ НИЗКОНАПОРНЫХ ВОДОВОДОВ СИСТЕМЫ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ РД 39 - 23 -1082 - 84

1984

Иинвстеротво нефтяной проиыпшеннооти ВНИИСПТнефгь

УТВЕРВДЕН

первым заместителем министра В.И.Игревским 30 марта 1984 года

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

ИНСТРУКЦИЯ

00 ТЕХНОЛОГИИ ПРИМЕНЕНИЯ ИНГИБИТОРОВ ДЛЯ ЗАЩИТЫ ОТ ЛОКАЛЬНОЙ КОРРОЗИИ НИЗКОНАПОРНЫХ ВОДОВОДОВ СИСТЕШ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО Д АВЛЕНИЯ

РД 39-23-Ю82-84

1984

10

Север - I ТУ-38-103201-76, изготовитель -Омский завод СХ. Диметмл дяолеат (Катяонат 7), наготовите» -Долгопруд-кянскяй вавод химического синтеза (для оред,содержащих W,,S ).

2.2.2.    Полшмобутмяен ГОСТ 13303-67.

2.2.3.    Нефть ГОСТ 9966-76.

Порядок приготовления растворов ингибирующих композиций, расчет необходимого количества реагентов и время ях последействия даны в орилшенилх 1, 2, 3.

3. ТЕХНОЛОГИЯ МЗДНИЧЕСКОЙ ОЧИСТКИ ВНУТРЕННЕЙ ПОВЕРХНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ И ПОДГОТОВКА К НАНЕСЕН» ЗАЩИТНОГО СЛОЯ ШГИВИРУЩИХ КОШОЗЩП)

3.1.    Водовод, оборудованный камерами приема к валу ска скребков (рааделителей) (рес.1), швести ке рабочего решосв.

3.2.    Освободить водовод от оставшейся воды, для чего в камеру еаодгеяа ввести раедедктаяь к с помощь» компрессоре продавить его до камеры правка.

Поела оевобомдеикя водовода от воды ввести в камеру приеме щеточный скребок я произвести очистку, перемещая скребок в полости трубы силой давления воздуха.

3.3.    Продукты корроакк отводятся в дренажную емкость.

3.4.    Если очистка поверхности недостаточна, операцию очистки повторяет до удаления продуктов корровии.

Контроль степени очистки осуществляется визуально по на -чальным и конечным участкам трубопровода и образцам -сведете -лян, установленным в контрольной катуаке (рис. 7,8).

4. НАНЕСЕНИЕ ИНГИБИРУЮЩИХ КОМПОЗИЦИЙ

4.1.    В камеру приема вводятся два разделителя (см.рис.5).

4.2.    Агрегатом ЦА-320 в пространство между ними эажачива-

II

Рис. 6 Номограимл для определения скорости движения разделителей при нанесении ингибирующих композиций ;


U - длина трубопровода ;

JJy - условней внутренний диаметр труб

12



Рис. 7 Контрольный узел


Рис. 8 Катушка контроля скорости коррозии



ьч


Со


14

ется ингибирующая композиция.

4.3.    С помощью компрессора разделителя перемещаются в пан лости трубы, нанося на внутреннюю поверхность слой ингибирую -щей композиции.

4.4.    Скорость перемещения разделителей, обеспечив&ющ&я необходимое время контакта для формирования защитного блок на защищаемой поверхности» определяется по монограмме (рис* 6). Не -обходимое противодавление создается дополнительным компрессором.

4.5.    Контроль равномерности нанесения ингибирующей композиции осуществляется по обраэцам-свкдотелям, установленным    в

контрольной катушке.

5. ОЦЕНКА ЗАЩИТНОГО ДЕЙСТВИЙ ИНГИВИРУПЦИХ КОШЮЗИЦИЙ

5.1.    Оперативный контроль скорости коррозии и защитного действия ингибиторов в промысловых условиях осуществляется снятием образцов-свидетелей через каждые 10 суток (по одному образцу из каждого контрольного узла по образующей трубопровода).

5.2.    Оценка последействия ингибиторов в лабораторных условиях осуществляется по РД 39-30-708-62 "Методика оценки после -действия пленкообразующих ингибиторов в водных средах". (Уфа, ВНИИСПТ^ефть, 1982).

6. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ И ОХРАНА ТРУДА

6.1.    Общие положении

6.1.1.    Сведения, наложенные в настоящем разделе, предназначены для работников службы техники безопасности предприятий, применяющих "Технологию применении ингибиторов для защиты от локальной коррозия кивконапорных водоводов системы ППД**.

6.1.2.    На основании действующих правил и типовых инструк -щгй по технике безопасности и проммилвиной санитарки» а также

zs

сведений, мишенных в настоящей разделе, должны быть разработаны инструкция для работающих е учетом конкретных условий оронавод -етва и конструктивных особенностей оборудования, применяемого для данной технологии.

6.1.3. Ответственность за разработку инструкции по технике безопасности и обеспечение ев работающих возлагается на руководителей цехов, производящих работу.

6.2. Пожароопасные и токсикологические свойства реагентов, применяемых для изготовления янгибгоувщих композиций

6.2.1.    Нефтерастворимые ингибиторы коррозии являются горючими веществами, относящимися по токсикологическим свойствам к веществам класса В :

Север-1 - относятся к миотоксхчным продуктам, не обладающим концерогенным действием, нижний предел взрываемости паров с воздухом 756;

ИКБ-2-2 - малогокончен, нижний предел взрываемости - 7% , температура вспшхк - 50-100° ,*

(КВ-4 - малотоксичен, следует аащищать важные покровы. Нижний предел взрываемости - 1.296, температура вспышки - 60°, теы-пература самовоспламенения - 260°;

Катионат 7 (Дкметилдиолеат) - малотоксичен, мазаподобная паста коричневого цвета, температура вслшкн- 00°, температура самовоспламенвнмя-250°;

Полинмбутилен - нетоксичен, нелетуч , температура воспла -менения - 250°.

6.2.2.    Дизельное топливо или авиаяеросин, входящие в сос -тав композиции,являются пожароопасными веществами.

6.2.3.    Предельно допустимая ионцентрация паров дизельного топлива и керосина в воздухе рабочей зоны 300 иг/м3.

6.2.4.    К работе с ингибиторами не допускаются яйца, не дос

ie

тигшие IQ лет, к лица, имеющие противопоказания для работы с ароматическими углеводородами.

6*2.5, Не допускается нагрев ингибиторов я смесей выше 95° во избежание вспенивания и выброса.

6*3. Противопожарная защита

6*3.1. Рабочие места должны быть снабжены средствами пожаротушения:    огнетушителями» кошмой, песком.

6.3.2.    Запрещается переливать иди перекачивать ингибиторы вблизи источников открытого огня, искрения.

6.3.3.    Производство электро- и газосварочных работ допускает сп в соответствии с "Правилами пожарной безопасности/^#проведении сварочных и других работ на объектах народного хозяйства".

(Москва, 1973 г.).

6.3.4. В случае загорания ингибитора следует немедленно вызвать пожарную команду к приступить к тушению имеющимися средствами.

6.3.5.    11а емкостях должны быть щитки с надписью "Огнеопасно".

6.3.6.    Пролитые ингибиторы следует смешать с большим количеством песка и удалить из рабочей зоны.

6.4.    Правила безопасности при обслуживании установки по закачке ингибиторов.

6.4.1. Лица, работающие с ингибиторами и их смесями» должны быть обеспечены инидивидуальнымх средствами защиты:    сшцодел-

дой, рукавицами, резиновыми фартуками ГОСТ 1126-77.

6.4.    При проведении работ по очистке трубопровода и нане -сению эащитжх слоев ингибитора перемещение щеточных скребков и разделителей в полости трубы должно осуществляться с созданием необходимого противодавления, обеспечивающего невысокую скорость перемещения (рис. 6).

6.4 2. Работники, производящие очистку трубопровода и нане-

17

сейме «аортного слоя, должны знать схему расположения трубопровода, назначение всех задвижек, чтобы в процессе эксплуатации , а также в аварийных ситуациях быстро к безошибочно производить необходимые переключения.

6.4.3.    При производстве работ необходимо иметь аптгаху с набором необходимых медикаментов.

6.4.4.    При проведении работ в полевых условиях необходимо выделить крытую автомеияну, имеющую шкафы для хранения спец-едецдм ■ запас веды для гигиенических целей.

18

Приложение 1

I. Порядок приготовления растворов ингибирующих композиций

1.1.    Приготовление растворов производится в базовых условиях в герметичных емкостях, снабженных перемешивающим устройством и указателем уровня.

1.2.    Технология приготовления растворов:

а)    в емкость залить 3/4 расчетного количества нефти;

б)    добавить расчетное количество ингибитора;

в)    ввести предварительно приготовленный полкиэобутилен;

г)    добавить нефть до расчетного уровня;

д)    включить перемешивающее устройство.

1.3.    Подготовка полинзобутнлена 25} концентрации:

а)    за сутки до начала^ полкиэобутилен марки П-20 залить легким углеводородом (дизтопливо, керосин) и оставить для на -бухания;

б)    перед началом работы раствор тщательно перемешать, ввести в ингибирующую КОМПОЗИЦИЮ.

Прямейшие: применение полиизобут клена целесообразно при защите трубопроводов^транспортирующих кислородсодержащие сточные воды нефтепромыслов.

19

Приложение 2

I. Расчет необходимого количества рабочей смеси

1.1.    Расчет необходимого количества ингибирующей компози -ция производится но формуле :

M-f/CDL-m,

где Ъ - диаметр трубопровода, * ;

L - длина трубопровода, м ;

, ж

т - количество ингибирующей смеси на I м внутренней поверхности, кг (ив опытных данных 0,2-0,4 кг на п* )

1.2.    Необходимое количество ингибирующих композиций для обработки внутренней поверхности трубопроводов диаметром П4-530ыы и двиной в I хм, т.

Ингибирующая I    Диаметр    трубопровода,    м    _

|гаш15!*,,ция*    |0,П4|0,159,0,219(0,273 |0,325(0,426 {0,530

диметмвдиалвг 25*

249,2

199

275

343

409

726

667

диметмлдиол евг 50*

143,2

199

275

343

409

726

667

ЖБ-4Н 25*

106

149

207

257

306

402

500

ИКБ-4Н 50*

108

149

207

257

306

402

500

ИКБ-4Н 2S*. полиизобутилен

90

125

271

225

255

334

426

ИКБ-2 25*1 нефти

90

225

272

225

255

334

426

ИКБ-2-2 50*1 нефти

106

149

207

257

306

402

500

ИКБ-2- 2 25*«ммкэобу-тилен

905

125

271

225

255

334

426

ИКБ-2-2 50* * 1,2* полиизобутилен

905

125

272

225

255

334

426

Се&рЧ 20* в нефти

90

225

272

225

255

334

426

В инструкции опяоаяа технология дримеяевия нвхвбиторов sat защита от локальной коррозия низионапорных водоводов системы ЩД-В ней уотааовлена технологическая последовательность основных операций по очистке трубопроводов от продуктов коррозии я нанесению защитного слоя ингибиторов.

Инструкция разработана с учетом замечаний и предложений заинтересованных организаций отрасли.

Инструкция составлена зав.отделом К.Р.Низаысвым, зав.лабораторией М.Д.Гетманским, от.яаучн.сотрудником Д.П.Худяковой, мл. научн.сотрудником А.ВДнтоковым врш участия от.инженера Ш "Башнефть" АЛ.Калвцулоша*

Приложение 3

Бремя последействия и степень защитного действия ингибирующих композиций

Примечание

Ингибирующая    I    Время между    обра- !    Защитный

композиция    ’    боткаыи    I    эффект

25$ ЗЬшетидднолеат в нефти

45 сут.

9С*

50$ Зиметжддиолеат в нефти

Э0 сут*

86*

20$ ЖБ-4Н в нефти

80 сут.

90*

50$ ИКБ-4Н в нефти

60 сут.

90*

20$ ИКБ-4Н в нефти + 4$ поликзобу-тилен

90 сут.

94*

25$ ИКБ-2-2 в нефти

90 сут.

92*

50$ ЖБ-2-2 в нефти

80 сут.

92*

25$ ИКБ-2-2 в нефти + 2,5$ пели-изобутилен

90 сут.

95*

50$ ИКБ-2-2 в нефти + 1,2$ поли-изобутилен

90 сут.

97*

20$ Север-1 в нефти

90 сут.

95*


8


РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

Инструкция по технология применения ингибиторов для защиты от локальной коррозии нмахонапоркых водоводов системы поддержания пластового давления

РД 39-23-1082-84

Вводится впервые

Приказом Министерства нефтяной

промышленности от *05 "    07_1904 г, Ш 412

срок введения установлен с 01.09.64г.

Срои действия до 01.09.89г.

Настоящий документ предназначен для предприятий Миннефте-прома, занимающихся защитой от коррозии нефтепромыслового оборудования, к является руководством по применению ингибиторов для защиты от локальной коррозии ниэконапорных водоводов системы поддержания пластового давления (ПЦД).

I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1.    Настоящей инструкцией устанавливается порядок организации и проведения работ по подавлению локальной коррозии 6 помощью очистки внутренней поверхности трубопроводов от продуктов коррозии и нанесения на очищенную поверхность оленхообраэующих ингибиторов коррозии.

1.2.    Инструкция устанавливает порядок работы и проведения необходимых подготовительных мероприятий.

1.3.    Действие настоящей инструкции распространяется на во-доводы низкого давления как новые, так и бывшие в эксплуатации.

1.4.    Все мероприятия по подготовке, очистке к нанесению на очищенную поверхность ингибирующих композиций долины осуществ литься с соблюдением действующих правил технической эксплуатации.

4

техники безопасности и пожарной безопасности, а также требований

настоящей инструкции. На каждый тип ингибитора необходимо составлять регламент.

2. ОБОРУДОВАНИЕ И МАТЕРИАЛЫ

2.1.    Оборудование

Камеры приема и запуска скребков и раздатталей (рнс.1).

Очистное устройство с регулируемой силой прижатия деток к очищаемой поверхности типа ЩС или СИР (рис.2). изготовитель -Саратовский завод "Нефтемажремонт”. (Для трубопроводов перемен-кого диаметра скребок типа ЩрП).

Рааделятекя с резиновыми манжетами для нанесения ингибирующих композиций на очщеиную поверхность типа РМ-ЗМ.ОПР-М (рис,3)| наг ото вит ель -Львовская о пыткозкспаркывн тельная вам ВНИИСТа.

Компрессор передвижной Типа ДК-9М - 2 ет.

Агрегаты для приготовлении к транспортировки растворов.

а)    Кислогово» ЦР-500 КП-б,б

б)    Автоцистерна А1Ш-7-265 Б

Манометры до 10 МПа - 2 ют.

Полевые телефоны или радиостанции - 2 шт.

Сигнализатор прохождения скребка (разработка института ВШШефтегаз рис.4).

Катувка с узлами контроля скорости коррозии (рис. S , разработка ВНИИСПТнефть ).

2.2.    Материалы

2.2.1. Ингибиторы для приготовления смеси

ИКБ-4Н ТУ-Э8-Ю1460-74,    изготовитель 410 ‘’Салаватнефтеоргсинтез* (ДМ сред,содержащих 0Х и Н*$    ).

ИКБ-2-2 ТУ-38-30241-76,    изготовители -ПО •Салават

нефтеоргсинтез*, Кременчугский НПЗ (для средсодержащих И9У ).

Рис. I Камеры пуска и приема скребков к разделителей;

I - разделителя, 2 - фланец, 3 - заглушка, 4 - патрубок для подсоединения компрессора, 5 - патрубок для закачки ингибитора, 6 - манометр, 7 - сигнализатор прохождения скребка, 8 - скребок, 9 - отвод продуктов коррозии, 10 - ингибитор

6


ггптт


Рне. 2 Конструкция рычажионцеточного скребка



Psc. 3 Разделитель e маяхетаых РЫ-ЗЫ


8

Рис. 4 Сигналиаатор прохождения скребка СКР-2 :


I - корпус, 2 - механизм поворота, 3-4 - шестерни конические, 5 - рычаг механизма поворота, 6 - конус, 7 - стрелка

Рис, Б Примерная схема размещения оборудования при очистке от продуктов коррозии и нанесении на очищенную поверхность ингибирующих композиций:

I - трубопровод, 2 - разделители, 3 - манометры, 4 - концевые заглушки, 5 - компрессоры, 6 - агрегат ЦА 320, 7 - ингибирующая композиция, 8 - контрольная катушка, д - сигнализатор прохождения очистных устройств, 10 - щеточный скребок, II - емкость для отвода продуктов коррозии