Министерство нефтяной промышленности ВНИИСПТнефть

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

РУКОВОДСТВО

ПО ПРИМЕНЕНИЮ АНТИКОРРОЗИОННЫХ МЕРОПРИЯТИЙ ПРИ СХТАВЛЕНИИ ПРОЕКТОВ ОБУСТРОЙСТВА И РЕКОНСТРУКЦИИ ОБЪЕКТОВ НЕФТЯНЫХ МВСТОРООЩНИЙ

РД 39-0147103-362-86

1987

Министерство нефтяной промышленности БНИИСПТнефть

Для служебного пользования Экз. №

УТВЕРЖДЕН первым заместителем министра В.Ю.Филановским 14 ноября 1966 года

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

РУКОВОДСТВО

ПО ПРИМЕНЕНИЮ АНТИКОРРОЗИОННЫХ МЕРОПРИЯТИЙ ПРИ СОСТАВЛЕНИИ ПРОЕКТОВ ОБУСТРОЙСТВА И РЕКОНСТРУКЦИИ ОБЪЕКТОВ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОВДЕНИЙ

РД 39-0147103-362-86

1987

Степень агрессивного воздействия нефтяных и природных газов на трубопроводы и оборудование нефтепроводов

Содержание агрессивных компонентов    1    Степень

------ -    -    ------ - — - — - - - ! агрессивного

1 pH вод! о НрЗ 1р СОо    Юо, %    !взве- 1влаж~    I    , _ {воздействия

!ного ! ПШа! МПа^    ! ^соб    !шенные !ность    !    t°С1

1конден!    )    1    ]части-1    !    I

_____ J_________ I 2 «Ш «пМ ! 3 »’ ^ «» IW содержание CO^ ь«8 любая Морская вода неазрированная без СЕБ 6-8 любая Н содержащая СВБ 6-8 « «и ОТО аэрированная без СЕБ 6-8 Я от от содержащая СВБ 6-8 Я Промысловые сточные воды иеаэрирювакные без {*2$ , COg -7 любая Я ОТ от содержащие * СШ <7 п содержащие СО2 <7 « от от аэрированные без Hr) $ , COg ~ 7 м от ОТ содержащие ^3 , СВБ <7 **— содержащие СС2 <7 я от от

_ 5 _ 1___6_!_ 7 J от» «ОТ от» _ 8 J 1___9____ — >20 >0,1 100 сильноагрес сивная - - <0,1 - слабоагрес сивная >1,0 от <0,1 сильноагрес сивная - - >0,1 - среднеагрес сивная >1,0 >0,1 к$ сильноагрес сивная <1,0 - <1,0 - слабоагрес сивная >1,0 - <1,0 сильноагрес сивная — >20,0 <1,0 сильноагрес сивная <1,0 от >1,0 сильноагрес сивная >1,0 - >1,0 !Ч5> сильноагрес сивная - >20,0 >1,0 силыю&грес- сивная

---

Раетзоры минеральных    сильноагрес-

киелот    сивная

Примечания: I. При наличии в агрессивной среде несклльккх агрессивных компонентов, концентрация каждого из которых находится в пределах, указанных в таблице, степень агрессивного воздействия повышается на I ступень.

2.    Увеличение скорости движения среды > 15 м/с (при отсутствии Og > 33 м/с), а также периодическое смещение границы раздела фаз нефть-вода в емкостях

и резервуарах повышает степень агрессивного воздействия на I ступень.

3.    Повышение содержания взвешенных частиц >150 мг/л повышает степень агрессивного воздействия на I ступень.

4.    Повышение температуры воды от 50 °С до 100 °С при свободном доступе кислорода повышает степень агрессивного воздействия на I ступень.

12    5    3    14    15    1 б 1 7 I 8 1 9 1 10 1 II 1 т X 12 имеется возможность вы- > 2 до I до 1800 ~ 7 деления водной флзы Устойчивые водонефтяные змульсии не содержание агрес-    >2    rv7 сизные компоненты содержащие агрессивные    >2    ~7 компоненты Неустойчивые водонефтя-ньге эмульсии не содержащие агрессив-    >2    ^7 же компоненты содержащие агрессивные    >2    <7 компоненты Газозодонефтяные смеси не содержащие агрессив-    >2    ~ 7 ные компоненты содержащие агрессивные    >2    >7 компоненты

+ >1,0 - до 0,05 средне&грес- сивиая - Л,0 в водной фазе - до 0,05 неагрессив ная + >1,0 в водной фазе >5,0 >0,05 среднеагрес сивная м м - до ОДдо 0,05 в водной фазе елабоагрес- о. сивная + >1,0 5,0 >0,1 >0,05 в водной фазе сильноагрес сивная - - до 0,05 слабоагрес сивная + следы >0,05 среднеагрес сивная

---

о	I ! 2 1 3 14 15! 6 17 1 8 ! 9 ! 10 i III I 12 содержащие компоненты агрессивные >2 <1 0.0903* -0,01 МПа >0,1 сильноагрессивная КР * >2 <7 * >0,01 МПа сильноагрессивная КР * ?2 <7 >0,05* МЙа среднеагрессивная КР

Примечание: I. * Содержание агрессивных компонентов , СО^ в газовой фазе.

2. При наличии в агрессивной среде нескольких агрессивных компонентов, концентрация каждого из которых находится в пределах, указанных в таблице, степень агрессивного воздействия возрастает на одну ступень.

18

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ МЕТОДУ ПРЭДОТВРА1ЦЕНИЯ КОРРОЗИИ

Основные положения

3.1. Технологические методы предотвращения коррозии представляют собой комплекс мероприятий, направленных на снижение и предупреждение повышения первоначальной коррозионной активности среды и включают:

применение герметизированных систем сбора, подготовки, транспортирования и учета нефти, нефтяного газа в соответствии с РД 39-1-159-79;

проектирование трубопроводов систем сбора, транспортирующих обводненную нефть со скоростями выше критических, при которых не выделяется вода в виде водных скоплений или подвижного слоя;

планирование мероприятий направленных на снижение степени агрессивного воздействия пластовых, производственных сточных вод, применяемых для заводнения нефтяных пластов;

подготовка газа (осушка, удаление коррозионных компонентов); выбор конструкций, исключающих образование коррозионно-опасных зон (щелей, мест скопления осадков, конденсационной влаги, застойных зон, недопустимых контактов металлов);

предупреждение условий для образования коррозионно-эрозионных процессов (удаление взвешенных частиц);

исключение смешивания сероводородсодержащих нефти, воды и газа с продукцией скважин не содержащих сероводорода; предупреждение смешивания сероводородсодержащей продукции скважин с продукцией скважин пласте, ая вода которой содержит ионы железа, а также сероводород-содержяцих и железосодержащих вод .

и Кроме тех случаев, когда проектом предусмотрена совместная очистка сероводородных и железосодержащих вод.

19

•^•2. При обводненности нефти свыше 15    -    20 % рекомендуется

предусматривало предварительный сброс пластовой воды. Целесообразность предварительного сброса должна быть подтверждена технике -экономическим обоснованием.

Технологические методы предотвращен ел коррозии системы сбора продукции нефтяных скважин

3.3.    Технологические мероприятия по защите от внутренней коррозии систем сбора продукции нефтяных скважин распространяются на следующие ее составные части:

выкидные трубопроводы, обеспечивающие сбор продукции скважин до замерньгх установок;

нефтегазосборнйе трубопроводы, обеспечивающие сбор продукции скважин от замерных установок до пунктов первой ступени сепарации нефти, ДНС или ДПС;

нефтепроводы для транспортирования газокасыщеныой или разгази-рованной обводненной или безводной нефти от пунктов сбора нефти и ДНС до ЦПС;

нефтепроводы для транспортирования товарной нефти от ЦПС до сооружений магистрального транспорта нефти.

3.4.    Структурные формы движения водонефтегазовой смеси, при которых пластовая вода находится в эь^ульгированнсм состоянии к не вызывает коррозии, называются антикоррозионным режимом.

3.5.    При планировании технологических мероприятий по защите от коррозии нефтегазопроводов следует учитывать прогноз изменения расхода жидкости и обводненности ( ^п ), возможность инверсии фаз.

3.L. Прогнозные значения Q _х и п для целого месторождения указываются в технологических схемах или проектах разработки месторождения. При проектировании нефтегазосбора с отдельных участков месторождения величию»' Q _ж и н определяются пропорционально коли-

"Руководство по применению антикоррозионных мероприятий при составлении проектов обустройства и реконструкции объектов нефтяных месторождений" регламентирует выбор методов и средств защиты от коррозии при проектировании объектов нефтяных месторождений в зависимости от агрессивности нефтепромысловых сред.

Руководство предназначено для работников научно-исследовательских, проектных и производственных организаций нефтяной промышленности, занимающихся проектированием объектов отрасли.

Руководство разработано в отделе защиты металлов от коррозии института ВНИИСПТнефть-зав.отделом К.Р.Низамовым, зав.лабораторией Ю.Г.Рождественским, мл. науч. сотр. Л.Д.Семено, зав. лабораторией 3.Г. Цурзагильдиным, зав.лабораторией Э.А.Ниэамовым, ст.науч. сотр. И.Г.Пермяковым, ст.науч. сотр. Ф.М.Галиным.

Составители выражают благодарность специалистам Гипрсвосток-нефти, Гипротюмекнефтегаза, БашНИЛИнефти, ТатНИЛИнефти, принявшим активное участие в обсуждении проекта руководства,и просят все заинтересованные организации направлять предложения по совершенствованию документа в отдел защиты металлов от коррозии ВНИИСПТ-нефти.

го

честву добывающих скважин или кустов.

3.7.    Оценка степени агрессивного воздействия среды производится в соответствии с разделом 2 по табл. 3,4,5 либо согласно

РД 39-3-1249-85, а также справочно по СТД 51.00.021-85 fD-3Q-0i47W3-347-£6.

3.8.    Для проектирования защиты новых трубопроводов необходимы следущие исходные данные:

условный диаметр трубопровода (Д); схема трубопровода и профиль трассы;

величины расхода жидкости (0._ж), обводненности п , начального (P_Q) и конечного (P_R) давления в трубопроводах разных этапов эксплуатации месторождения;

газовый фактор в пластовых условиях. Г; давление насыщения нефти газом (Р_н).

3.9.    При совместной транспортировке нефтей с различными (Г)

и (Р_н) средние величины рассчитываются по аддитивным зависимостям:

(I)

где индексы относятся к нефти кеждого вида.

3.10. Б случае газлифтного способа эксплуатации скважин рас-

считывается условный газовый фактор по формуле:

12)

где [4 - условный газовый фактор, ъг/кг; Q, - расход газа на газлифт, м^/сут; 0* - дебит нефти, м^/сут.

Определение условий существования водных скоплений в нефтегазопроводах

З.П. Внутренняя коррозия нефтегазопроводов в виде язв, канавок и пр. проявляется в те периоды эксплуатации нефтегазопроводов

РУКОВОДШЩ ДОКУМЕНТ

Руководство по применению антикоррозионных мероприятий при составлении проектов обустройства и реконструкции объектов нефтяных месторождений

РД 39-0147103-362-86

Вводится впервые Срок введения установлен с I марта 1987 г.

Срок действия до 1 марта 1990 г.

Настоящее "Руководство..." предназначено для разработки противокоррозионных мероприятий при составлении проектов обустройства и реконструкции объектов нефтяных месторождений, а также при разработке мер защиты от коррозии для эксплуатирующегося оборудования нефтепромыслов.

"Руководство..." устанавливает порядок применения наиболее эффективных методов защиты от коррозии при проектировании нефте-гаэопромыслового оборудования и трубопроводов, подвергающихся воздействию агрессивных сред.

"Руководство..." не распространяется на объекты бурения и освоения скважин, газоперерабатывающие заводы* магистральный транспорт нефти и газа, а также нефтяные месторождения с высоким содержанием сероводорода (в соответствии с градацией ВСН 2.38. 85).

"Руководство..." разработано в развитие положений действующих ГОСТ woe-85, СНиП П-28-73*, СНиП 204.02-84, БЯТПЗ-85,

ВСН 2.38.85, "Унифицированных технологических схем комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов

Зв - С!Я &    6    tr-Ц €

РД    на    основании    анализа    и    обобщения действующих от

раслевых стандартов и руководящих документов, нвучно-иссладова-тслгскк* п ольтно-конструкторских работ, выполненных научно-исследовательскими организациями нефтяной промышленности.

4

I. ОБЩЕ ПОЛОЖЕНИЯ

IЛ. Основный материалом для трубопроводных коммуникаций и оборудования нефтегазолромыслов являются углеродистые стали, как наиболее доступные. В то же время эти стали относятся в основных средах нефтедобычи к малостойким в коррозионном отношении. Использование коррозионностойких легированных сталей допустимо только для особых условий и специальной техники (насосы, арматура, валы, и т.п.). Проблемы коррозии в условиях добычи, сбора и промысловой подготовки нефти рекомендуется решать комплексно с использованием технологических и специальных мер защиты (защитные покрытия, ингибиторы коррозии, электрохимэащита).

1.2.    Применение средств защиты от внутренней коррозии нефтегазопромыслового оборудования и трубопроводов должно предусматриваться при проектировании строительства и реконструкции объектов обустройства кефтяных месторождений, а том числе при разработке мероприятий по защите от коррозии эксплуатируемого оборудования.

1.3.    Комплекс защитных мероприятий плакируется на основании данных о степени агрессивного воздействия среды, условий эксплуатации объектов, свойств применяемых материалов с учетом технологической схемы объекта.

1.4.    Комплекс мероприятий по защите от коррозии должен быть представлен в технологических разделах проекта или реконструкции объектов обустройства нефтяных месторождений.

1.5.    Комплекс мероприятий по защите от коррозии выбирается

по минимуму приведенных затрат в соответствии с РД 39-0147014-343-Ео. Научные подразделения должны представлять проектной организации варианты защиты от коррозии для проведения ТЭО.

I.o. Исход»гые данные для проектирования противокоррозионной защиты и требования к ней должны содержаться в задании ка проек-

5

тирование, представляемом заказчиком.

Задание на проектирование должно также содержать данные научных исследований, предшествующих проектированию, данные об особенностях коррозионного воздействия продукции данного месторождения, прогнозные данные об изменении степени агрессивного воздействия продукции месторождений в процессе эксплуатации месторождения.

1.7.    Исходные данные для проектирования защиты от коррозии должны содержать:

характеристики объектов, подлежащих противокоррозионной защите производительность, температура, давление, основные геометрические размеры;

характеристики агрессивных сред, с которыми контактирует нефтегазопромысловое оборудование и трубопроводы^ прогнозом их изменения во времени:

по нефти - обводненность, общая физико-химическая характеристика (плотность, вязкость), содержание серы, агрессивных компонентов, СВБ;

по газу - общая физико-химическая характеристик? нефтяных газов, давление, присутствие агрессивных компонентов;

по пластовой воде - химичеспШ состав, плотность, pH, сода-содержание, содержание СВБ;

требования, предъявляемые к товарной нефти и продуктам стабилизации^

характеристику и состав пресной воды для целей обессоливания;

характеристику, в т.ч. микробиологическую и состав воды, закачиваемой в пласт.

1.8.    Исходные данные рекомендуется представлять в виде формы табл. I.

7

1.9.    Комплекс мероприятий по защите от коррозии нефтепромыслового оборудования и трубопроводов предусматривает применение следующих методов защиты:

технологические методы, цель которых снизить коррозионную активность среды или предотвратить ее увеличение;

специальные методы защиты;

применение современных средств контроля агрессивности коррозионных сред и эффективности мер защита.

1.10.    Применение каждого из указанных методов имеет свои особенности, которые следует учитывать при разработке системы защиты.

Выбор методов защиты от коррозии осуществляется на основании технико-экономического сравнения различных вариантов, с учетом доступности материально-технических ресурсов. При этом принимается во внимание стадия разработки месторождения, связанное с

нею изменение агрессивности среды.

I.II. Проектирование систем поддержания пластового давления пластовыми ведами, горячей морской водой, систем сбора и подго

содержащего газа без применение техноло

защита, покрытия) методов

кается.

водог систем нефтесбора для предва-созданием в их конечных участках рес-без применения спе?;иальных методов

защиты не допускается.

2. ЮЫССИФИКАЦИЯ КСРРОЗИОКШХ СРЕД КШТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ ПО СТЕПЕНИ АГРЕССИВНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ

2.1.    В основу классификации нефтегаз опрошсл о вых сред по степени агрессивного воздействия положена десятибальная шкала коррозионной стойкости металлов ГОСТ 9908-85.

2.2.    Степень агрессивного воздействия нефтегазопромысловых сред в зависимости от содержания агрессивных компонентов рассматривалась по отношению к углеродистой стали.

2.3.    При проведении химико-аналитических и микробиологических исследований по определению содержания агрессивных компонентов следует руководствоваться РД 39-3-669-81, РД 39-3-987-83,

ОСТ 39-151-83, РД 39-30-655-61, РД 39-30-574-81, РД 39-3-284-79,

РД 39-23-1065-84.

2.4.    По степени агрессивного воздействия нефтегазопромысловые среды подразделяются на не вызывающие коррозионное растрескивание (не изменяющие механические свойства металла) - неагрессивные, слабоагрессивные, среднеагрессивные, сильноагрессивные-и вызывающие коррозионное растрескивание (изменяющие механические свойства металла).

2.5.    Степень агрессивного воздействия сред на нефтегазопромые-ловое оборудование и трубопроводы из углеродистых сталей зависит:

для газовых сред - от содержания и вида агрессивных компонентов; сероводорода, углекислого газа, кислорода, наличия конденсата водного и углеводородного), влажности, температуры, давления;

для водных и нефтяных сред - от наличия и концентрации агрес-сйькьгх компонентов, взвешенных частиц, скорости движения, темпе-ратугн, минерализации и pH водной фазы, наличия коррозионно-опас-9

ных микроорганизмов.

2.6. Степень коррозионного воздействия среды определяется проникновением коррозии, рассчитываемым по данным потери массы после удаления продуктов коррозии.

Степень агрессивного воздействия среды на оборудование и трубопроводы из углеродистой стали в зависимости от коррозионного проникновения представлена в табл. 2.

Таблица 2

Степень агрессивного воздействия среды в зависимости от коррозионного проникновения

Коррозионное    I    Степень

проникновение, мм/год 1 агрессивного воздействия среды

неагрессивная

слабоагрессивная

среднеагрессивная

сильноагрессявная

вызывающие коррозионное растрескивание

>0,05 МПа

2.7.    Степень агрессивного воздействия нефтяных ■ природных газов на трубопроводы и оборудование нефтепромыслов в зависимости от их вида и концентрации агрессивных компонентов приведена в табл. 3.

2.8.    Степень агрессивного воздействия нефтепромысловых водных сред на трубопроводы и оборудование нефтепромыслов в зависимости от их вида и ко1щентрации агрессивных компонентов приведена в табл. 4.

2.9.    Стевень агрессивного воздействия нефтя!мх сред на неф-тега эолромы ело вое оборудование и трубопроводы в зависимости от вх вида и кснщ-нт{£ции агрессивных компонентов приведена в табл, 5.