19.2.7. Технические средства, имеющие в своей конструкции элементы из меди (медесодержащих сплавов), допускается применять, если эти элементы имеют специальное защитное покрытие.
19.2.8. В случаях применения сталей и сплавов с твердостью свыше 22 HRe, независимо от степени их легирования, необходимо заключение специализированной организации.
19.2.9. Расчет на прочность трубопроводов, оборудования, элементов сосудов и аппаратов, работающих в средах, вызывающих сульфидное растрескивание металлов, должен производиться в соответствии с требованиями документов [30, 59, 78, 242).
19.2.10. При проектировании трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие продукты, необходимо предусматривать послесварочную обработку стыков согласно Инструкции [82, 242].
19.2.11. Согласно указаниям [75] основным средством защиты от коррозии оборудования и трубопроводов, в транспортируемой среде которых содержится углекислота, является ввод ингибиторов.
19.2.12. При наличии в газе сероводорода, как правило, должен предусматриваться комплексный ингибитор гидратообразования и коррозии. Выбор ингибитора должен производиться с учетом его технологических свойств:
- вязкости;
- температуры застывания;
- осмоляемости;
- коксуемости;
- растворимости в рабочих веществах;
- влияния на качество сорбентов и катализаторов;
- стабильности при хранении.
Свойства ингибиторов при хранении должны быть стабильными не менее 7 суток.
Рекомендуется применять комплексные ингибиторы на основе метанола.
19.2.13. Ингибитор не должен вызывать эмульсообразования при контакте с газом, газовым конденсатом и водой.
19.2.14. Режим ввода ингибитора - периодический или непрерывный - устанавливается проектом. При периодическом вводе ингибитора:
- По фонтанным трубам при помощи цементировочного агрегата ингибитор закачивается в призабойную зону пласта, откуда газожидкостным потоком выносится по эксплуатационной колонне, обеспечивая защиту фонтанной арматуры и шлейфов.
- Защита от коррозии внутренней поверхности резервуаров обеспечивается путем заполнения внутренней полости.
- Защита конденсатопроводов и газопроводов диаметром свыше 500 мм осуществляется пропуском через внутреннюю полость пробки из ингибитора.
- Поверхности горизонтальных и вертикальных аппаратов, контактирующих с паровой фазой, защищаются орошением ингибитором путем впрыска.
19.2.15. Более качественную и надежную защиту от общей коррозии обеспечивает непрерывный ввод ингибитора, который осуществляется при помощи насосов по системе ингибиторопроводов в специально предусмотренные точки.
19.2.16. Для защиты скважинного оборудования от коррозии предусматривается ввод ингибитора в трубную головку фонтанной арматуры. При этом скважина должна быть оборудована ингибиторным клапаном, устанавливаемым над пакером, через который из межтрубного пространства обеспечивается поступление ингибиторов.
Кроме указанной точки необходимо предусмотреть следующие точки ввода:
- боковые отводы фонтанной арматуры в начале факельных коллекторов;
- камеры пуска очистных устройств на газопроводах, в технологические аппараты и газопроводы диаметром до 500 мм.
19.2.17. На объектах, газ которых содержит сероводород и углекислоту, необходимо предусматривать мероприятия по контролю за общей коррозией и наводораживанием металла. Контроль должен осуществляться без нарушения технологического регламента работ соответствующего оборудования и трубопроводов согласно [75, 83].
19.2.18. Антикоррозионная защита строительных конструкций должна отвечать требованиям [84].
19.2.19. Контроль общей коррозии металла должен вестись путем систематического измерения толщины стенок соответствующего оборудования и трубопроводов с использованием ультразвукового или любого другого наружного метода и лишь в крайнем случае - путем определения потерь массы образцами-свидетелями, помещаемыми внутрь соответствующего оборудования и трубопроводов.
19.2.20. Контроль наводораживания металла должен вестись с помощью устройств контроля коррозионного разрушения, в которых различным участкам трубы задаются различные уровни напряжения. При разрушении ступени подается сигнал в операторную.
19.2.21. Для обеспечения возможности комплексной оценки состояния металла точки контроля общей коррозии и наводораживания следует предусматривать в непосредственной близости друг к другу, как правило, в местах ожидаемой наибольшей коррозии и эрозии металла.
19.2.22. Рекомендуется предусматривать контроль общей коррозии и наводораживания следующих видов оборудования:
- обвязочных газопроводов устьев скважин;
- газопроводов на входе и выходе установок подготовки газа, стабилизации и переработки конденсата;
- аппаратов всех видов с рабочей средой, содержащей минерализованную воду, а также газопаровую фазу;
- факельной линии в 1 - 4 точках низа газопровода.
19.3. Предотвращение парафиноотложения и солеотложения
19.3.1. При повышенном содержании в пластовом газе газоконденсатного месторождения парафинов, обуславливающих застывание газового конденсата, в проекте рекомендуется принимать следующие решения:
- вывод парафина вместе с конденсатом при высоких температурах;
- ввод в поток газа поверхностно-активных веществ, предотвращающих выпадение парафина на внутренние поверхности оборудования, трубопроводов и приборов КиА.
Не исключается применение других прогрессивных решений, предотвращающих парафиноотложение.
19.3.2. При наличии в газе пластовой воды с повышенным содержанием минеральных солей в проекте рекомендуется принимать следующие решения:
- предотвращение выпадения солей на внутренних поверхностях оборудования, арматуры, трубопроводов и приборов КиА;
- удаление сильно минерализованной пластовой воды из газового конденсата путем отстоя и вывода из системы;
- ввод реагентов в систему технологических установок до установки стабилизации конденсата.
19.4. Электрохимзащита
19.4.1. Трубопроводы, проложенные подземно, надземно в насыпи или подводно в траншее, подлежат комплексной защите от коррозии защитными покрытиями и средствами электрохимической защиты независимо от коррозионной агрессивности грунта. Электрохимзащите подлежат наружные поверхности стальных трубопроводов, транспортирующих природный газ, нефть, нефтепродукты и т.п., обсадные колонны скважин, резервуары, подземные стальные коммуникации промплощадок в соответствии с требованиями нормативных документов [15, 16, 76, 77, 85].
19.4.2. Электрохимическая защита должна обеспечивать в течение всего срока эксплуатации непрерывную катодную поляризацию трубопровода на всем его протяжении таким образом, чтобы значения потенциалов были в пределах установленных величин.
19.4.3. Система катодной защиты, как правило, должна проектироваться на основе применения блочных установок с автоматическими станциями катодной защиты (СКЗ) и электродами сравнения длительного действия, глубинных анодных заземлений. Срок службы анодных заземлений должен быть не менее 15 лет.
19.4.4. Система протекторной защиты может включать в себя применение одиночных, групповых или протяженных протекторов.