ГОСТ Р 58367-2019. Национальный стандарт Российской Федерации. Обустройство месторождении нефти на суше. Технологическое проектирование

6.14 Защита от коррозии

 

6.14.1 При обустройстве месторождений нефти все применяемое технологическое оборудование, резервуары, трубопроводы, арматура и металлоконструкции, контактирующие с агрессивной средой, должны иметь защиту от коррозии внутренней и наружной поверхностей и быть выполнены с применением материалов, стойких к данному виду агрессивного воздействия. Срок службы и надежность работы оборудования, трубопроводов и других металлических конструкций во многом определяют степенью противокоррозионной защиты от разрушения при контакте с окружающей средой.

6.14.2 Систему антикоррозионной защиты назначают, исходя из условий эксплуатации, коррозионных свойств рабочей окружающей среды согласно ГОСТ Р 51164, ГОСТ 9.602, ГОСТ Р 55990, ГОСТ 31385 и СП 28.13330.2017. Тип, конструкцию, материалы покрытий и изготовления, средства электрохимзащиты и другое определяют в проекте.

6.14.3 Для защиты от наружной атмосферной коррозии оборудования и трубопроводов, проектируемых надземно, применяют различные системы ЛКМ на основе эпоксидных, полиуретановых и других ЛКМ, обеспечивающих необходимый срок службы, как правило, не менее 15 лет.

6.14.4 ЛКМ, применяемые для защиты от атмосферной коррозии, соответствуют техническим требованиям, обеспечивающим качество и долговечность покрытия.

6.14.5 Выбор антикоррозионных покрытий осуществляют с учетом группы и/или класса покрытия по ГОСТ 9.032, необходимого срока его службы, состояния окрашиваемой поверхности по ГОСТ 9.402, а также степени коррозионной агрессивности атмосферы по ГОСТ 9.039 и климатического исполнения и категории изделий по ГОСТ 15150.

6.14.6 Защиту резервуаров от коррозии проводят на основании анализа условий эксплуатации, климатических факторов, атмосферных и иных воздействий на наружные поверхности резервуаров, а также вида и степени агрессивного воздействия хранимого продукта и его паров на внутренние поверхности. По результатам анализа разрабатывают отдельную документацию или раздел в составе ПД на резервуар с указанием систем и срока службы антикоррозионной защиты. Защиту от коррозии осуществляют применением систем лакокрасочных или металлизационно-лакокрасочных покрытий, а также применением электрохимических способов защиты конструкций.

6.14.7 Защиту труб и оборудования от внутренней коррозии осуществляют следующими методами:

- технологические методы:

а) подготовка и очистка транспортируемого продукта (удаление кислорода, сброс пластовой воды, осушка газа, применение деэмульгаторов и т.п.);

б) очистка внутренней поверхности от отложений;

в) изменение рабочих параметров перекачки (повышение скорости потока, снижение температуры, понижение цикличности перекачки и т.п.);

- химические методы снижения агрессивности среды к материалу оборудования:

а) непрерывная подача ингибиторов коррозии;

б) периодическая подача ингибиторов коррозии;

в) закачка ингибиторов в пласт;

- защита внутренней поверхности трубопроводов и оборудования покрытиями:

а) применение труб, оборудования с внутренними полимерными покрытиями;

б) применение труб, оборудования с внутренними минеральными покрытиями;

в) применение труб, оборудования с напылениями из коррозионно-стойких сплавов;

- применение труб и оборудования из материалов, химически стойких к продукту:

а) применение труб из сталей повышенной коррозионной стойкости и надежности;

б) применение труб и оборудования из легированных коррозионно-стойких сталей и сплавов;

в) применение неметаллических материалов (полимерные, стеклопластиковые трубы, полимерно-армированные трубы и т.п.);

г) применение футерованных труб.

Выбор методов защиты и их сочетаний определяют их эффективностью в каждом конкретном случае, а также экономической целесообразностью.

6.14.8 Использование ингибиторов коррозии является одним из основных методов защиты внутренней поверхности промысловых трубопроводов. Ингибиторная защита обеспечивает защиту, гарантирующую эксплуатацию промысловых трубопроводов в течение всего срока эксплуатации.

6.14.9 Контроль за коррозионными процессами и эффективность ингибиторной защиты определяют коррозионным мониторингом.

Система коррозионного мониторинга наружной и внутренней поверхностей трубопроводов - совокупность методов диагностирования, оценки агрессивности среды, измерения и расчета технологических параметров эксплуатации трубопроводов, технических и программных средств, критериев оценки, позволяющих оперативно контролировать текущую эффективность противокоррозионных мероприятий.

Цель мониторинга коррозии:

- получение информации, необходимой для принятия обоснованных решений по уменьшению скорости коррозии;

- контроль эффективности использования ингибиторной защиты;

- своевременное обнаружение нарушений в работе ингибиторной защиты;

- оптимизация противокоррозионных мероприятий;

- обеспечение безопасной эксплуатации оборудования, увеличение срока службы оборудования и снижение эксплуатационных затрат на его обслуживание.

Эффективность ингибирования определяют по снижению скорости коррозии. Для количественной оценки эффективности рекомендуется параметр по средней общей скорости коррозии с ингибитором коррозии не более 0,1 мм/год.

Структурной единицей (элементом) системы коррозионного мониторинга является узел контроля коррозии (или устройство контроля скорости коррозии как для наружной, так и внутренней поверхности).

Узел контроля коррозии - место на трубопроводе, оборудованное соответствующими техническими средствами для измерения скорости коррозии, отбора проб и т.д. Средства контроля устанавливают на наиболее ответственных участках трубопровода.

6.14.10 Защиту подземных трубопроводов от почвенной коррозии осуществляют комплексно: защитными покрытиями и средствами ЭХЗ. Целесообразность применения средств ЭХЗ определяют с учетом требований ГОСТ Р 55990.

6.14.11 Основные положения по применению защитных покрытий определяют условиями строительства и эксплуатации трубопроводов и назначают согласно ГОСТ Р 51164.

6.14.12 Основным направлением повышения надежности и долговечности подземных трубопроводов является применение труб с наружным изоляционным покрытием заводского исполнения и с последующей защитой зоны сварных стыков, не уступающей по качеству изоляцией, например термоусаживающимися материалами.

6.14.13 Мероприятия по ЭХЗ проектируемых стальных трубопроводов, резервуаров разрабатывают в соответствии с ГОСТ Р 55990, ГОСТ 9.602, ГОСТ Р 51164, на основании природоохранного законодательства и других нормативных документов.

Выбор методов электрохимической защиты проводят на основании технико-экономического сравнения различных вариантов защиты с учетом коррозионной активности среды, срока службы трубопровода и прогнозируемого изменения коррозионных условий в процессе эксплуатации.

ЭХЗ должна обеспечивать в течение всего срока эксплуатации непрерывную по времени катодную поляризацию трубопровода на всем его протяжении (и на всей его поверхности) таким образом, чтобы значения потенциалов на трубопроводе были (по абсолютной величине) не меньше минимального и не больше максимального значений. Защиту от коррозии трубопроводов осуществляют с минимальными затратами на их эксплуатацию при обеспечении требуемой надежности.

6.14.14 При параллельной прокладке действующих и проектируемых трубопроводов, а также когда имеется вредное влияние катодной поляризации одних сооружений на другие, применяют совместную ЭХЗ для этих сооружений.

6.14.15 Для защиты подземных трубопроводов от коррозии при наличии опасного влияния постоянных блуждающих токов применяют поляризованные дренажи, катодную поляризацию, протекторы, изолирующие вставки, а также перемычки на смежные подземные сооружения. Выбор того или иного метода защиты определяют путем экспериментального сравнения эффективности их действия.

При защите от вредного влияния постоянных блуждающих токов допускается применение только автоматических катодных станций с поддержанием защитного потенциала при удалении их на расстояние более 2 км от источников блуждающих токов.

Защиту нефтепровода протекторными группами от вредного влияния переменного тока осуществляют при сближении на расстоянии менее 500 м или пересечении ЛЭП 220 кВ.

Срок службы средств ЭХЗ должен быть не менее 15 лет, а для протяженных анодных заземлений, прокладываемых в одной траншее с трубопроводом и под днищем вертикальных стальных резервуаров - не менее срока службы защищаемого сооружения.