-32300: transport error - HTTP status code was not 200

СССР
СНиП от 01 января 1989 года № РД 39-0147014-348-89

Инструкция по защите от коррозии внутрипромыслового оборудования при помощи ингибиторов отечественного производства

Утверждены
Министерством нефтяной промышленности СССР
14 октября 1988 года
Разработаны
Всесоюзным научно-исследовательским институтом разработки и эксплуатации нефтепромысловых труб
01 января 1989 года
    Руководящий документ разработан Всесоюзным научно-исследовательским институтом разработки и эксплуатации нефтепромысловых труб.
    В составлении инструкции принимали участие А.И. Жанко, Л.А. Григоровская, Л.В. Кияченкова (ВНИИТнефть), канд. техн. наук В.Н. Долинкин, канд. техн. наук Н.А. Громова (НИИМСК).
    Согласован с зам. директора ВНИИСПТнефть К.Р. Низамовым, с главным инженером п/о "Куйбышевнефть" А.З. Шефером, с зам. директора НИИМСКа С.Ю. Павловым.
    Утвержден начальником Главного научно-технического управления Миннефтепрома Е.М. Довитом 14 октября 1988 г.
    РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ
    ИНСТРУКЦИЯ ПО ЗАЩИТЕ ОТ КОРРОЗИИ ВНУТРИПРОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПРИ ПОМОЩИ ИНГИБИТОРОВ ОТЕЧЕСТВЕННОГО ПРОИЗВОДСТВА
    РД 39-0147014-348-89
    Вводится взамен РД 39-3-221-79
    Срок введения установлен с 01.01.89 г.
    Срок действия до 01.01.92 г.
    В инструкции содержится технология применения ингибиторов для защиты от коррозии нефтепромыслового оборудования, разработанная на основании лабораторных исследований, опытно-промышленных испытаний и результатов промышленного использования ингибиторов коррозии И-1-А, И-1-В, "Север-1" и др. в объединениях "Куйбышевнефть", "Оренбургнефть" и Главтюменнефтегазе. Приведена также временная инструкция по технике безопасности при работе с ингибиторами.
    1.ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
    1.1.Наиболее эффективным и перспективным способом защиты оборудования нефтепромыслов от коррозии является применение ингибиторов коррозии (табл. 1) - поверхностно-активных веществ, растворимых в воде или в жидких углеводородах. Введение в агрессивную среду небольших количеств ингибиторов значительно снижает скорость коррозии металла (табл. 1).
    1.2.Ингибиторы образуют на поверхности металла защитные адсорбционные пленки, препятствующие доступу агрессивной среды к поверхности металла. Ингибиторы можно использовать, не изменяя соответствующих технологических процессов и их аппаратурного оформления.
    Применение ингибиторов коррозии является единственным методом защиты действующего нефтепромыслового оборудования по всей технологической линии - от эксплуатационных до нагнетательных и поглощающих скважин (табл. 2).
    Таблица 1
    Физико-химические характеристики ингибиторов коррозии
    № п/п Марка ингибитора Общая характеристика Плотность при 20 °С, г/см3 Содержание, % Вязкость при 50 °С, сСт Температура, °С
    основного азота, в пределах смол, не более механических примесей застывания вспышки самовоспламенения
    1 И-1-А* (ТУ 38-103246-87) Вязкая темно-коричневая жидкость с характерным запахом пиридинов, почти не растворяется в воде, хорошо растворяется в органических растворителях, а также в соляной, серной и других сильных кислотах 1,0...1,1 7,0...9, 5 5 0,2 - - - -
    2 И-1-В* (ТУ 38-103-238-74) Темно-коричневая жидкость с характерным слабым запахом, легко растворимая в кислотах и в воде 1,25...1,35 - 3,0 - - - - -
    3 "Север-1" (И-2-А)* (ТУ 38-103-201-76) Легкоподвижная темно-коричневая жидкость, хорошо растворяется в бензоле, спирте, ацетоне, соляной и серной кислотах 0,93...1,05 4,90...6,65 3,5 0,2 7...12 -65 +23 +385
    4 И-З-А* (ТУ 38-403-29-73) Темно-коричневая жидкость с характерным запахом, хорошо растворимая в полярных органических растворителях и минеральных кислотах 0,99...1,07 8,3…11,0 3,5 0,2 15 -33…-45 +76 +413
    5 И-4-А* (ТУ 38-403-44-73) Темно-коричневая жидкость с характерным запахом, хорошо растворимая в бензоле, спирте, ацетоне, соляной, серной кислотах и ряде других продуктов 0,94...1,00 4,9…6,65 3,5 0,2 3…7 -50…-75 +15 +413
    6 И-4-Д (ТУ 38-403-46-73) Темно-коричневая вязкая жидкость с характерным запахом, эмульгируется в водных растворах, растворяется в толуоле, хлороформе, четыреххлористом углероде и некоторых других средах 0,85…0,95 - - - 65…95 -12…-15 +81 +239
    7 "Тайга-1" (И-5-ДНК) (ТУ 38-403-47-73) Легкоподвижная темно-коричневая жидкость с характерным запахом, эмульгируется в водных растворах, растворяется в углеводородах 0,92...0,96 - - - - -50 +20 +340
    8 И-2-Е Легкоподвижная темно-коричневая жидкость со слабым характерным запахом, растворимая в воде, спирте, кислотах 1,0...1,1 - - 8...10 - -50 - -
    9 "Тайга-2" (И-5-ДТМ) ТУ 38-403-78-78) Легкоподвижная темно-коричневая жидкость, растворимая в спирте, бензоле, дихлорэтане и других органических растворителях 0,87…0,89 - - 3,9... 4,0 - -45 - -
    10 И-21-Д (ТУ 38-403-101-78) Легкоподвижная темно-коричневая жидкость, растворимая в спирте, бензоле, дихлорэтане и других органических растворителях 0,8...0,9 - - 5,0 - -16 - -
    11 И-30-Д (ТУ 38-403-79-76) Легкоподвижная темно-коричневая жидкость, эмульгируется в воде, растворяется в спирте, бензоле, дихлорэтане 0,85... 0,87 - - 5,0 - -40 - -
    12 И-К-10 (ТУ 38-403-68-75) Легкоподвижная коричневая жидкость, растворяется в воде, спирте, кислотах 1,06...1,1 - - 8...11 - -50 - -
    13 И-К-40 (ТУ 38-403-75-75) Легкоподвижная коричневая жидкость, растворяется в воде, спирте, кислотах 0,95...1,15 - - 10...15 - -50 - -
    14 Нефтехим (ТУ 38. УССР 201463-66) Представляет собой смесь полиэтиленполиамидов карбоновых кислот легкого талового масла и солей пиперазина этих кислот в растворе керосина и катализата риформинга - - - - 7 -18 +37 340...435
    15 Газохим (ТУ 113-03-20-73) Однородная жидкость темно-коричневого цвета, растворяется в углеводородах 0,97 - - - - -10 +61 262

    * Скорость растворения Ст.3 в 20 %-ном растворе серной кислоты, определяемая в присутствии 1 % ингибитора, при 20 ± 2 °С в течение 24 ч испытания составляет не более 0,15 г/м2·ч.


    Таблица 2
    Рекомендуемые области применения ингибиторов коррозии
    Область применения Ингибиторы коррозии
    Для защиты нефтепромыслового оборудования от сероводородной коррозии и коррозии, вызываемой смесью сероводорода и углекислого газа, могут применяться также при солянокислотных обработках скважин. Замедляют коррозию сталей в растворах серной и соляной кислот И-1-А, И-1-В, "Север-1" И-3-А, И-4-А, И-21-Д
    Для защиты от коррозии нефтегазопромыслового оборудования, вызываемой пластовыми и сточными водами, как содержащими, так и не содержащими сероводород И-4-Д
    Для защиты нефтегазопромыслового оборудования от коррозии, вызываемой пластовыми и сточными водами, содержащими сероводород, смесь сероводорода с углекислотой, кислород "Тайга-1" (И-5-ДНК), "Тайга-2" (И-5-ДТМ), И-30-Д, Газохим, Нефтехим
    Для защиты нефтегазопромыслового оборудования от коррозии, вызываемой пластовыми и сточными водами, содержащими сероводород или смесь сероводорода и углекислого газа И-2-Е, И-К-10
    Для подавления жизнедеятельности СВБ, для защиты нефтегазопромыслового оборудования от коррозии, вызываемой пластовыми и сточными водами, содержащими сероводород или смесь сероводорода с углекислотой И-К-40

    1.3.Ингибиторы являются замедлителями сероводородной коррозии и могут быть рекомендованы для защиты нефтепромыслового оборудования, работающего в агрессивных сероводородных средах, высокоминерализованных пластовых и сточных водах.
    1.4."Север-1" обладает высокими ингибирующими свойствами в водах апт-альб-сеноманского комплекса Главтюменнефтегаза и пластовых сероводородных средах. Защитное действие ингибитора "Север-1" в сероводородных пластовых водах на 5 - 8 % ниже, чем И-1-А.
    1.5.Оценка эффективности защиты металла от коррозии при помощи ингибиторов основана на сравнении скоростей коррозии образцов-свидетелей до и после закачки ингибиторов. Образцы-свидетели устанавливаются в байпасах по всей технологической линии. Кроме того, эффективность ингибирования определяется по уменьшению числа аварий нефтепромыслового оборудования, происходящих вследствие коррозии.
    2.ПОДГОТОВКА КОРРОЗИОННЫХ ОБРАЗЦОВ-СВИДЕТЕЛЕЙ К ПРОМЫСЛОВЫМ ИСПЫТАНИЯМ
    2.1.Для промысловых испытаний применяются образцы двух видов:
    а) плоские - для определения скорости коррозии в трубопроводах;
    б) цилиндрические - для определения скорости коррозии в затрубном пространстве и внутри лифтовых труб.
    2.2.Плоские образцы изготавливаются из Ст. 3 размерами 2,5 x 20 x 80 мм с площадью поверхности 0,004 м.
    Размеры цилиндрических образцов обусловлены размерами труб, из которых они изготавливаются.
    2.3.Поверхность образцов шлифуют до шероховатости Rz = 32, затем полируют на войлочном круге пастой ГОИ.
    2.4.Следы пасты ГОИ удаляют с поверхности образцов хлопчатобумажной салфеткой.
    2.5.Затем определяют размеры и площадь образца в м2, чтобы выяснить, соответствуют ли они заданным.
    2.6.Образцы обезжиривают гидролизным этиловым спиртом, сушат между несколькими слоями фильтровальной бумаги. Завернутые в сухую фильтровальную бумагу образцы выдерживают в эксикаторе в течение 24 ч над хорошо прокаленным хлористым кальцием.
    2.7.После выдержки в эксикаторе образцы взвешивают на аналитических весах с точностью до 0,0001 г.
    2.8.Подготовленные коррозионные образцы находятся в эксикаторе до испытаний.
    2.9.Перед испытаниями образцы из эксикатора пинцетом переносят в коррозионные кассеты, которые вставляются в катушку байпаса.
    2.10.После испытаний образцы промывают бензином, эластиком удаляют продукты коррозии, обезжиривают гидролизным этиловым спиртом, помещают в эксикатор и выдерживают в течение 24 ч, затем взвешивают.
    2.11.Скорость коррозии рассчитывают по формуле
    r0 = (A - B)/ St, (1)
    где r0 - контрольная скорость коррозии, г/м2·ч;
    A - масса образцов до испытаний, г;
    B - масса образца после испытаний, г;
    S - площадь поверхности, образца, м;
    t - время испытания, ч.
    2.12.На основании анализа значений контрольных скоростей коррозии определяют технологию защиты и место ввода ингибитора.
    3.КОНСТРУКЦИИ БАЙПАСОВ, КАТУШЕК И КАССЕТ ДЛЯ КОРРОЗИОННЫХ ИСПЫТАНИЙ
    3.1.Для установки кассет и коррозионными образцами в выкидные линии скважин, водоводы сточных вод, нефтепроводы используют байпасы различных конструкций (рис. 1)*. Конструкция кассеты для байпаса показана на рис. 2, а ее деталей - на рис. 3 - 8.

    * Все рисунки, на которые в дальнейшем сделаны ссылки, приводятся в прил. 1.


    3.2.В трубопроводы большого диаметра (больше 203 мм) коррозионные образцы спускаются в кассетах, конструкция которых показана на рис. 9, а детали - на рис. 10 - 17, через задвижку со специальным приспособлением - лубрикатором. Схема установки контрольных образцов через задвижку показана на рис. 18.
    3.3.Байпасы катушки и кассеты должны удовлетворять следующим требованиям:
    1.Байпас должен иметь три отсекающие задвижки.
    2.Диаметр байпаса и запорной арматуры должен соответствовать диаметру технологического трубопровода.
    3.Байпас и технологический трубопровод располагают в одной плоскости.
    3.4.Недопустимо ставить кассеты с коррозионными образцами в застойные зоны байпасов и оборудования.
    3.5.Кассеты изготавливают из текстолита или органического стекла.
    3.6.Размеры катушек кассет должны соответствовать размерам кассет.
    3.7.Для упора кассеты в конце катушки по диаметру приваривают крестовину или штырь.
    3.8.Установку кассеты с образцами и гидроиспытания байпасов необходимо производить по следующей методике:
    а) при открытой задвижке на основном технологическом трубопроводе и при закрытых двух задвижках на байпасе отсоединить катушку и вставить в нее кассету с образцами. Кассета с образцами должна полностью помещаться в катушке и упираться в штырь или в крестовину;
    б) образцы расположить в катушке узкой стороной вертикально к потоку;
    в) после установки катушки с образцами в байпас необходимо выполнить гидравлические испытания фланцевых соединений согласно установленным правилам;
    г) при открытых двух задвижках на байпасе закрыть задвижку на основном трубопроводе и направить поток жидкости через байпас.
    3.9.Для снятия образцов после испытания необходимо:
    а) открыть задвижку на основном технологическом трубопроводе;
    б) закрыть первую по ходу потока задвижку на байпасе, а затем и вторую;
    в) сбросить давление в отсекаемом участке байпаса;
    г) отсоединить катушку;
    д) вынуть из кассеты два коррозионных образца, промыть их бензином, насухо вытереть фильтровальной бумагой, поместить в эксикатор для дальнейших обработок в лаборатории.
    3.10.Образцы-свидетели снимать по два через каждые 7, 14, 21, 28, 35, 42, 49, 56 сут.
    3.11.В лаборатории производят обработку образцов согласно пп. 2.6 - 2.8.
    Затем рассчитывают скорость коррозии по формуле (1) и строят график изменения скорости коррозии во времени (контрольные опыты).
    3.12.При эксплуатации байпасов и работе с ингибиторами необходимо строго соблюдать правила техники безопасности (прил. 2).
    4.УСТАНОВКА ДЛЯ ЗАКАЧКИ ИНГИБИТОРОВ
    4.1.Способ ввода ингибиторов в коррозионно-активную среду зависит от конструкции защищаемого оборудования. Так, в трубопроводы наземных выкидных линий, водоводов сточных вод ингибитор закачивают через распределительную головку (рис. 19) с помощью дозировочного насоса. Детали распределительной головки приведены на рис. 20 - 28. Для защиты от коррозии глубинного оборудования ингибитор залавливают в кольцевое межтрубное пространство скважины при помощи агрегата типа "АзИНМАШ".
    4.2.Установка для закачки ингибитора коррозии (рис. 29) включает две емкости для растворения ингибитора. В нижней части емкостей расположены змеевики для подогрева раствора ингибитора. В первую емкость загружают расчетное количество ингибитора и растворителя (нефти, пластовой воды, технической воды и др.), затем при помощи центробежного насоса в течение четырех часов перемешивают раствор, подавая его из емкости 1 в дозировочную емкость 2. Перемешанный ингибитор дозировочными насосами типа РПН подают в распределительную головку, вмонтированную в технологический трубопровод.
    4.3.Ингибитор вводят в трубопровод на расстоянии 10 м до первого байпаса (по направлению технологического потока).
    5.ТЕХНОЛОГИЯ ЗАКАЧКИ ИНГИБИТОРОВ
    Наземные коммуникации
    5.1.10 - 50 %-ный раствор ингибитора (в нефти, пластовой или технической воде и других растворителях) при помощи дозировочного насоса через распределительную головку подается в технологические коммуникации.
    5.2.В первые три часа для более быстрого создания защитной пленки концентрация ингибитора должна быть в 5 - 8 раз больше оптимальной (больше 100...150 мг/л).
    5.3.Остальные 69 ч ингибитор подается равномерно из расчета 100...150 мг/л.
    5.4.Через 20...30 мин после начала закачки ингибитора устанавливают по десять образцов-свидетелей - с первого байпаса около ввода ингибитора и затем с интервалом через каждые 30...40 мин по всей технологической линии.
    5.5.После окончания закачки ингибитора из каждого байпаса, начиная с первого, вынимают по два образца-свидетеля и определяют скорость коррозии после введения ингибитора по описанной выше методике.
    5.6.Последующие образцы-свидетели снимают по два через каждые 7, 14, 21, 28 сут и определяют скорость коррозии после введения ингибитора.
    5.7.Строят график изменения скорости коррозии после ввода ингибитора во времени.
    5.8.Рассчитывают эффективность замедления скорости коррозии ингибиторов по формуле
    z = [(r0 - r)/ r0] × 100 %, (2)
    где z - эффект защитного действия ингибитора, %;
    r0 - скорость коррозии образцов-свидетелей без ингибитора, г/м2·ч;
    r - скорость коррозии образцов-свидетелей в присутствии ингибитора, г/м2·ч.
    5.9.После снижения эффективности замедления скорости коррозии до 75 % необходимо проводить следующую закачку ингибитора.