ВСН 51-3-85. 
10. ЗАЩИТА ОТКОРРОЗИИ

ВСН 51-3-85. 10. ЗАЩИТА ОТКОРРОЗИИ
Проектирование промысловых стальных трубопроводов

      Стройка - Главная Написать нам
 
 
ПК Инфоплюс-смета Сварка - документы Бизнес-планы Исследования Тендеры  
 
 

 

 

 

 

Случайно выбранные документы:
ОСТ 36-57-81 - Трубопроводы стальные технологические из углеродистых и легированных сталей на давление Ру до 9,81МПа. Ручная аргонодуговая сварка

 

 

 

Сварка ->  Нефтегазодобывающее оборудование ->  ВСН 51-3-85 -> 

 

 

10. ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ

 

10.1. Противокоррозионную защиту наружной поверхности трубопроводов следует осуществлять в соответствии с ГОСТ 25812-83 а также СНиП 2.05.06-85 и СНиП III-42-80.

10.2. Защита от коррозии трубопроводов должна осуществляться с минимальными затратами на их эксплуатацию при обеспечении требуемой надежности.

10.3. Необходимость защиты промысловых трубопроводов определяется по показателю В:

 

 

где Dd - допустимое уменьшение толщины стенки из-за коррозии, мм;

V - максимальная скорость коррозии, равная сумме скоростей внутренней и внешней коррозии, мм/год;

T - срок службы трубопровода, лет.

 

Если B ³ 0, то защита обязательна.

10.4. В первую очередь необходимо решить вопрос о защите той поверхности (внутренней или внешней), которая коррозирует с наибольшей скоростью.

10.5. Защита внутренней поверхности трубопроводов от коррозии осуществляется защитными покрытиями, ингибиторами, подготовкой перекачиваемого продукта с удалением из него агрессивных компонентов и электрохимической поляризацией.

10.6. При подземной и наземной прокладке защита от почвенной коррозии должна быть комплексной, т.е. изоляционными покрытиями и средствами электрохимической защиты.

При надземной прокладке - только изоляционными покрытиями.

В средах, засоренных нефтью и нефтепродуктами, применение битумных изоляционных покрытий недопустимо.

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

10.8. Защита одного трубопровода не должна вызывать усиления коррозии или уменьшения степени защиты на соседних сооружениях.

10.9. Оптимизация параметров электрохимической защиты должна производиться с определением защитного потенциала, обеспечивающего снижение скорости коррозии до величины, обуславливающей минимальные расходы на защиту и ликвидацию последствий коррозии.

10.10. На действующих трубопроводах проект защиты разрабатывается после обследования коррозионного состояния трубопроводов с определением максимальных скоростей внутренней и внешней коррозии, распределения скорости коррозии по территории промысла, состояния изоляционного покрытия, установления основных коррозионных агентов и рекомендациями по ремонту труб, изоляций, улучшения технологии добычи нефти и газа.

Проект защиты должен предусматривать сроки ввода в эксплуатацию средства защиты и сроки осуществления ремонтных работ и проведения организационно-технических мероприятий.

10.11. Проект защиты должен учитывать развитие промысловых коммуникаций и изменение технологического назначения промысловых трубопроводов.

10.12. При определении степени защиты трубопроводов необходимо учитывать изменение давления в них в процессе эксплуатации.

10.13. Применение изолирующих фланцев-вставок для электрического акционирования допускается при условии соблюдения следующих требований:

- обеспечение требуемой надежности этих конструктивных элементов;

- отсутствие вредного коррозионного влияния на соседние сооружения и отсекаемый участок трубопровода.

10.14. При следовании трубопроводов в одном "коридоре" они считаются электрохимически защищенными от подземной коррозии, если потенциал "труба-земля" находится в пределах между минимальным защитным и максимально допустимым потенциалами. Не допускается применять системы защиты с обязательным уравнением защитных потенциалов в точке дренажа на трубопроводах с различными электрическими параметрами.

10.15. Проект защиты должен учитывать специфику строительства трубопроводов в данном регионе с тем, чтобы были обеспечены сроки ввода в эксплуатацию средств электрохимической защиты, предусмотренные ГОСТ 25812-83.

10.16. Ha промыслах с расположением скважины по сетке менее чем 200 м должны предусматриваться глубинные заземления.

Использование ликвидированных скважин в качестве глубинных заземления должно быть согласовано с Горгостехнадзором и санитарно-эпидемиологической службой.

10.17. Схемы и расчет электрохимической защиты различных сооружений приведены в рекомендуемом приложении 4.

 


Приложение 1

(рекомендуемое)

 

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ НЕФТЕПРОВОДОВ И НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ

 

Для теплового расчета промыслов нефтепроводов (надземных, наземных, подземных) следует применять формулу

 

,

 

где ,

 

 

При этом

МГК = 1,293·10-3Vk·Dk·MНО,

 

МГН = 1,293·10-3VН·DН·MНО,

 

,

 

 

Условные обозначения

VН, VК - рабочий газовый фактор при начальном и конечном давлениях расчетного участка, м33;

DН, DК - относительная удельная плотность газа по воздуху в начале и в конце расчетного участка;

М - весовой расход продукции скважины без воды, т/сут;

МНО - весовой расход разгазированной нефти, т/сут;

МГН, МГК - весовой расход свободного газа в начале и в конце расчетного участка, т/сут;

n - содержание воды в эмульсии, доли весовые;

S - скрытая теплота испарения, Дж/кг;

СН - удельная теплоемкость нефти СН = 2,52·103 Дж/кг·град;

СР - удельная теплоемкость газа при постоянном давлении, Дж/кг·град;

Св - удельная теплоемкость воздуха СВ = 4,2·103 Дж/кг·град;

dНО - плотность разгазированной нефти, кг/м3;

0 - дополнительный член, учитывающий влияние выделения газа из нефти на температуру нефтегазовой смеси, °С;

tН - температура среды в начале расчетного участка, °С;

Кср - коэффициент теплоотдачи рассчитывается аналогично Кср для газопроводов;

t0 - температура окружающей среды;

х - текущая координата.

 


Приложение 2

(рекомендуемое)

 

ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДОВ

 

Гидравлический расчет трубопроводов при транспорте жидкостей в однофазном состоянии.

1. Гидравлический расчет трубопроводов для однофазного потока производится по формуле:

 

                                       (1)

 

где:

G - массовый расход транспортируемой среды, кг/с;

D - диаметр трубы, м;

r - осредненная плотность транспортируемой среды, кг/м3;

РН, РК - давление в начале и в конце трубопровода, МПа;

ZН, ZК - геометрические отметки начальной и конечной точек трубопровода, м;

l - коэффициент сопротивления трубопровода, определяемый по формуле:

 

l = l0E                                                              (2)

 

l0 - коэффициент гидравлического сопротивления трению, рассчитываемый по формуле:

 

                                               (3)

 

Re - число Рейнольдса определяется по формуле:

 

                                                                   (4)

 

V - кинематическая вязкость среды, м2/c;

W - скорость потока, м/с;

K - эквивалентная шероховатость внутренней поверхности трубы, К = 0,5·10-4 м;

E - коэффициент, учитывающий местные сопротивления, повороты и так далее, E = 1,1.

 

2. Величины гидравлического уклона в трубопроводах, транспортирующих воду, не имеющую коррозионных или других свойств, могущих привести к интенсивному зарастанию труб, следует определять в соответствии с СНиП III 30-74.

3. Величины гидравлического уклона в трубопроводах, транспортирующие пластовые и сточные воды, следует определять в соответствии с СНиП II 32-74.

4. Расчетные значения скорости движения жидкости в высоконапорных водоемах следует принимать:

- до 1,5 м/с при закачке воды, не имеющей коррозионных свойств;

- не более 1,0 м/с при закачке пластовых и сточных вод.

 

Примечание: при промывке водоводов и нагнетательных скважин, скорость движения воды в трубопроводах допускается увеличить до 3-4 м/с.

 

5. Потери давления в высоконапорных водоводах до нагнетательных скважин рекомендуется принимать не более 3-5% от давления нагнетания воды.

6. Скорости движения воды в трубопроводах систем производственного водоснабжения принимаются на основе технико-экономических расчетов.

7. Гидравлический расчет трубопроводов, транспортирующих газонасыщенные жидкости (нефть, нестабильный конденсат, сжиженные газы и т.д.) в однофазном состоянии также производится по формуле (1).

 

Гидравлический расчет газопроводов

 

8. Гидравлический расчет газопроводов, транспортирующих сухой газ, выполняется по ОНТП 51-1-85 ч.1.

9. Гидравлический расчет газопроводов с учетом содержания в газе свободной жидкости до 50 гр. на нм3 газа) производится по формуле:

 

                  (5)

 

Q - производительность газопровода, нм3/сутки;

РН, РК - соответственно начальное и конечное давление на участке;

D - относительный удельный вес газа по воздуху;

SDhпод - сумма высот восходящих участков трубопровода;

1-j - истинное содержание жидкости (доля сечения трубы, занятая жидкостью);

 

Гидравлический расчет трубопроводов, транспортирующих газожидкостные смеси

 

10. Гидравлический расчет трубопроводов для транспорта газожидкостных смесей выполняется по участкам эквивалентной трассы, представляющей последовательность прямолинейных нисходящих и восходящих участков, построенных из условия равнозначимости с гидравлической точки зрения реальной и эквивалентной трасс.

11. Восходящим участком эквивалентной трассы считается такой отрезок между перевальными точками реального профиля, по которому независимо от количества и углов наклона промежуточных участков движение смеси происходит только на подъем.

а) За длину i-го эквивалентного подъема участка принимается общая длина восходящего участка реальной трассы между 2-мя перевальными точками:

 

 ,                                                   (6)

 

где lkn - длина к-го участка, входящем в подъемный участок между перевальными точками;

 

б) За угол наклона восходящего эквивалентного участка принимается осредненный угол наклона, определяемый из условия

 

                                                      (7)

 

где: НН, НК - отметки начальной и конечной перевальных точек восходящего участка.

 

12. Нисходящим участком эквивалентной трассы считается такой отрезок реальной трассы, на котором течение смеси происходит на спуск при постоянном угле наклона.

В эквивалентный нисходящий участок могут бить включены сопряженные нисходящие участки, если их угол наклона изменяется по отношению к первому (по ходу движения) участку не более чем на 10%.

 

                                                     (8)

                                                    (9)

 

а) За расчетную длину i-го нисходящего участка принимается общая длина всех отрезков реальной трассы, вошедших в нисходящий участок эквивалентной трассы.

 

                                                        (10)

 

где lk cp - длина к-го участка, входящего в нисходящий участок реальной трассы.

 

б) За угол наклона нисходящего участка эквивалентной трассы принимается осредненный угол, определяемый из условия:

 

                                                   (11)

 

где: НН, НК - отметки начальной и конечной точек эквивалентного нисходящего участка.

 

13. Определение режима перекачки газожидкостной смеси на нисходящем участке трубопровода:

- определяется величина

,               (12)

где  - приведенная вязкость

,                                      (13)

 

при V* £ 1 - режим течения кольцевой;

 

V* > 1 - режим течения пробковый или расслоенный

- определяется величина Fr*

 

                          (14)

 

где amax - максимальный угол наклона между двух участков эквивалентной трассы трубопровода;

 

l2 - коэффициент гидравлического сопротивления, определяемый методом последовательного приближения по числу Рейнольдса, соответствующему скорости безнапорного течения жидкости в нисходящем участке трассы с максимальным углом наклона.

 

, ,                           (15)

 

где Кэ - эквивалентная шероховатость

b2 - расходное газосодержание

 

При Frсм ³ Fr* на дачном участке трубопровода имеет место пробковый режим течения смеси.

При Frсм < Fr* на данном участке трубопровода имеет место расслоенное течение смеси.

14. Определение перепада давления на расчетном участке при кольцевом и пробковом течении определяем по формуле:

 

                               (16)

 

где j1 - истинное объемное содержание жидкости в потоке

 

j2 = 1 - j1                                                                (17)

 

lсм - коэффициент гидравлического сопротивления смеси, определяемый по формуле:

 

lсм = l0y                                                                 (18)

 

где: y - приведенный коэффициент сопротивления

l0 - коэффициент гидравлического сопротивления при течении однородной жидкости

 

Величина j1 при нисходящем течении газожидкостной смеси в кольцевом режиме определяется по формуле:

 

       (19)

 

где:

 

 

- Величина j1 при нисходящем пробковом потоке определяется по формуле:

 

j1 = 1 - К1/b2                                                              (20)

 

К1 - коэффициент, учитывающий влияние вязкости жидкости

 

 при

 при                                            (21)

 

- Приведенный коэффициент гидравлического сопротивления при кольцевом режиме определяется по формуле:

 

                        (22)

 

Коэффициент гидравлического сопротивлении при течении однородной жидкости l0

 

                                                  (23)

 

-     Приведенный коэффициент гидравлического сопротивления для пробкового потока:

-    

                              (24)

 

Значение Fra определяется по соотношениям

 при

 

при                                                  (25)

 

- Для пробкового потока l0 определяется по формуле:

                                                   (26)

 

                                                      (27)

 

15. При расслоенном режиме течения гидравлический расчет производится по формуле:

 

,                                                   (28)

где:

, ,                                       (29)

 

Истинное газ содержание определяется по формуле:

 

                                      (30)

 

16. Определение режима перекачки газожидкостной смеси на восходящем участке трубопровода:

- определяется величина V* по формуле (12) при V* £ 1 имеет место кольцевой режим течения смеси, при V* > 1 реализуется пробковый режим течения смеси.

17. Гидравлический расчет восходящего участка трубопровода производится по формуле:

 

,                        (31)

 

где: j1 - истинное объемное содержание жидкости в потоке

lсм - коэффициент гидравлического сопротивления, определяемый по формуле (18)

 

- Величина j1 для восходящего кольцевого потока определяется формулой:

 

,                                       (32)

 

где  - истинное объемное содержание жидкости при нулевой подаче жидкости;

 

 при Wa < 3,3

 при Wa ³ 3,3                                                       (33)

 

где

 

- Для пробкового восходящего потока

 

                                         (34)

 

Здесь коэффициент К1 определяется по формуле (21)

- При восходящем кольцевом течении смеси величина y определяется по формуле (22).

- При восходящем пробковом течении смеси величина y определяется по формуле (24).

18. Ввиду сложности гидравлического расчета трубопроводов, транспортирующих газожидкостные смеси, ВНИИГАЗом разработана "Инструкция по гидравлическому расчету шлейфовых трубопроводов для газожидкостных смесей" с применением ЭВМ.

 


Приложение 3

(рекомендуемое)

 

РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДОВ, ТРАНСПОРТИРУЩИХ СРЕДЫ, СОДЕРЖАЩИЕ СЕРОВОДОРОД

 

1. Настоящие положения распространяются на вновь строящиеся и рекомендуемые промысловые стальные трубопроводы, предназначенные для транспорта сред c парциальным давлением сероводорода от 300 МПа до 1 МПа.

2. Толщину стенки (номинальную) трубопроводов, указанных в п.п. 2.1 и 2.2 следует определять по формуле:

 

                                                   (1)

 

При наличии продольных осевых сжимающих напряжений производится расчет в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85.

Входящие в формулу величины: Кd - коэффициент уровня допускаемых растягивающих напряжений, определяемый по таблице:

 

Категория участка трубопровода

Значение коэффициента Кd в зависимости от содержания сероводорода в газе

среднее

низкое

В

0,4

0,5

I, II

0,5

0,6

III, IV

0,6

0,65

 

Толщину стенки трубопроводов заводнения и захоронения пластовых и сточных вод следует определять по формуле:

___________

* Формула 2 внесена институтом Гипровостокнефть.

 

                                                   (2)

 

 

где: Рисп - испытательное гидравлическое давление, МПа:

d - расчетная толщина стенки с учетом минусового допуска на разностенность, мм;

m - коэффициент, учитывающий минусовой допуск на разностенность (при d £ 15 мм m=0,85; при с d > 15 мм, m = 0,875).

n - допускаемое напряжение равное 40% от временного сопротивления разрыва для принятой марки стали, Па.

DН - наружный диаметр трубы, мм;

С1 - минусовой допуск на толщину стенки трубы, мм;

С2 - добавка к толщине стенок на общую коррозию, определяемую экспериментально или расчетом, исходя из расчетной скорости коррозии трубной стали в данной среде с учетом проектируемых средств защиты (ингибиторы, осушка газа, применение покрытий и др.), проектируемого срока эксплуатации трубопровода, ожидаемого падения внутреннего давления по формуле:

 

С2 = dк.ед · t - (d - dt)                                                         (3)

 

где dк.ед - уменьшение толщины стенки труб за единицу времени от внутренней коррозии

t - расчетный интервал времени эксплуатации трубопровода.

d - расчетная (номинальная) толщина стенки труб в начале эксплуатации трубопровода;

dt - расчетная толщина стенки труб в конце расчетного интервала времени эксплуатации трубопровода, подсчитанная с учетом падения в нем давления.

 

При отсутствии возможности определения скорости общей, коррозии на заданном объекте расчетным или опытным путем допускается приближенное определение C2 по аналогии с другими, ранее запроектированными объектами с близкими условиями эксплуатации труб.

Во всех случаях величина такой добавки C2 должна быть не менее 2 мм.

Надбавка на внутреннюю коррозию производится в тех случаях, когда коррозия внутренней поверхности труб не может быть предотвращена или применение специальных защитных средств нерационально (устанавливается на основании технико-экономических расчетов).

3. Проверка по прочности, деформациям, на общую устойчивость в продольном направлении подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов проводится в соответствии с положениями раздела 9 настоящих Норм и СНиП 2.05.06-85.

Суммарные продольные и растягивающие напряжения от внутреннего давления, расчетного температурного перепада и упругого изгиба должны удовлетворять условию:

 

                                                                (4)

 


 

 

 

 

 

 

 

           
Разместить сайт в каталоге
Разместить статью в каталоге