СТО Газпром 9.4-009-2010

  Главная      Учебники Газпром     

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  50  51  52  53  54  55  56  57  58  59  60  ..

 

 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 


 

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ


 

Защита от коррозии

МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ ИНСТРУМЕНТАЛЬНОГО КОНТРОЛЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ СИСТЕМЫ ПРОТИВОКОРРОЗИОННОЙ ЗАЩИТЫ ПОДЗЕМНЫХ КОММУНИКАЦИЙ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА


 

СТО Газпром 9.4-009-2010


 

Издание официальное


 

image

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 

Общество с ограниченной ответственностью «Газпромэнергодиагностика» Общество с ограниченной ответственностью «Газпром экспо»


 

Москва 2011

Предисловие


 

  1. РАЗРАБОТАН


     

  2. ВНЕСЕН


     

  3. УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ


     

  4. ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Обществом с ограниченной ответственностью «Газпромэнергодиагностика»


 

Отделом защиты от коррозии Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром»


 

распоряжением ОАО «Газпром» от 15 ноября 2010 г. № 391


 

© ОАО «Газпром», 2010

© Оформление ООО «Газпром экспо», 2011


 


 

Распространение настоящего стандарта осуществляется в соответствии с действующим законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО «Газпром»

Содержание

  1. Область применения 1

  2. Нормативные ссылки 2

  3. Термины, определения и сокращения 3

  4. Общие положения 5

  5. Требования к электрохимической защите объектов подземных хранилищ газа 8

  6. Характеристика объекта по данным, представленным эксплуатирующей

    организацией 9

  7. Выполнение инструментального контроля эффективности работы системы противокоррозионной защиты подземных коммуникаций 14

  8. Документация, оформляемая по результатам инструментального контроля 16

  9. Анализ результатов инструментального контроля 16

  10. Мероприятия и рекомендации по результатам обследования 19

    Приложение А (обязательное) Форма акта измерения интегрального сопротивления защитного покрытия трубопровода 22

    Приложение Б (обязательное) Типовая форма отчета по коррозионному

    обследованию обсадной эксплуатационной колонны 24

    Приложение В (обязательное) Типовая форма отчета по обследованию средств электрохимической защиты 27

    Приложение Г (обязательное) Типовая форма отчета по обследованию трубопровода 29

    Приложение Д (рекомендуемое) Измерительные приборы и оборудование,

    применяемые при обследовании скважин 34

    Приложение Е (справочное) Технология измерений при определении интегрального сопротивления защитного покрытия трубопровода 35

    Приложение Ж (справочное) Измерения при определении интегрального сопротивления изоляционного покрытия в условиях нестационарных

    блуждающих токов 37

    Приложение И (справочное) Измерения электрического сопротивления защитного покрытия трубопровода 39

    Приложение К (справочное) Коррозионное обследование скважин 44

    Приложение Л (справочное) Проверка работоспособности долговременного неполяризующегося электрода сравнения длительного действия

    с вспомогательным электродом 49

    Приложение М (справочное) Методика измерения удельного электрического

    сопротивления грунта 50

    Приложение Н (справочное) Методика измерения, основанная на постоянном токе 51

    Приложение П (справочное) Метод градиента напряжения переменного тока 56

    Приложение Р (справочное) Методика измерения поляризационного потенциала 57

    Приложение С (справочное) Методика определения опасного действия

    переменного тока 59

    Приложение Т (справочное) Методика определения наличия (отсутствия)

    электрического контакта «защитный кожух – труба» 61

    Библиография 64

    Введение

    Настоящий документ разработан в соответствии с программой НИОКР ОАО «Газпром» на 2009 г., утвержденной Председателем Правления ОАО «Газпром» А.Б. Миллером от 16.02.2009 № 01-15.

    Разработка стандарта проводилась по договору на выполнение научно-исследовательских работ от 08 декабря 2009 г. № 1501-0803-09-5 «Разработка методики проведения инструментального контроля эффективности работы системы противокоррозионной защиты подземных коммуникаций подземных хранилищ газа».

    Целью разработки является повышение достоверности получаемой информации о текущем состоянии защищенности подземных трубопроводов за счет совершенствования нормативной базы ОАО «Газпром» в области проведения инструментального контроля, эффективности работы системы противокоррозионной защиты подземных коммуникаций подземных хранилищ газа.

    Настоящий стандарт является практическим руководством для организаций, проводящих обследование подземных коммуникаций подземных хранилищ газа, и устанавливает требования к организации и порядку проведения инструментального контроля эффективности работы системы противокоррозионной защиты.

    Настоящий стандарт разработан авторским коллективом в составе: Н.Г. Петров (ОАО «Газпром»); В.В. Марянин (ООО «Газпром ПХГ»); С.В. Власов, С.А. Егурцов, Г.И. Алявдин, А.В. Предущенко, Р.В. Романенко (ООО «Газпромэнергодиагностика»).

    СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА «ГАЗПРОМ»


     

    image

    Защита от коррозии

    МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ ИНСТРУМЕНТАЛЬНОГО КОНТРОЛЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ СИСТЕМЫ ПРОТИВОКОРРОЗИОННОЙ ЗАЩИТЫ ПОДЗЕМНЫХ КОММУНИКАЦИЙ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА


     

    image


     

    Дата введения – 2011-08-12


     

    1. Область применения


       

      1. Настоящий стандарт устанавливает общие требования к выполнению комплекса технических мероприятий при проведении инструментального контроля эффективности работы системы противокоррозионной защиты подземных металлических сооружений станций подземного хранения газа ОАО «Газпром», требования к противокоррозионной защите которых регламентируются ГОСТ 9.602; ГОСТ Р 51164; ВРД 39-1.10-006-2000 [1].

      2. Настоящий стандарт устанавливает требования к организации, составу и порядку проведения работ при обследовании системы противокоррозионной защиты газопроводовшлейфов, технологических трубопроводов скважин станций подземного хранения газа, к применяемым оборудованию и аппаратуре, особенностям подготовки и оформления документов по результатам выполненного обследования.

      3. Требования настоящего стандарта обязательны для применения дочерними обществами ОАО «Газпром» и организациями, выполняющими по соответствующим договорам инструментальный контроль эффективности работы системы противокоррозионной защиты подземных металлических сооружений станций подземного хранения газа ОАО «Газпром».

        Договоры со сторонними организациями должны в обязательном порядке содержать ссылку на настоящий стандарт.

      4. Требования настоящего стандарта не распространяются на трубопроводы, проложенные в многолетнемерзлых и скальных грунтах, морские объекты, трубопроводы, подвергающиеся коррозионному растрескиванию под напряжением.


         


         

        image

        Издание официальное

    2. Нормативные ссылки


       

      В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты: ГОСТ 9.032-74 Единая система защиты от коррозии и старения. Покрытия лакокрасоч-

      ные. Группы, технические требования и обозначения

      ГОСТ 9.104-79 Единая система защиты от коррозии и старения. Покрытия лакокрасочные. Группы условий эксплуатации

      ГОСТ 9.602-2005 Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии

      ГОСТ 27.002-89 Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения ГОСТ 15150-69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для раз-

      личных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды

      ГОСТ 20911-89 Техническая диагностика. Термины и определения

      ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии

      ГОСТ Р ИСО 9001-2008 Системы менеджмента качества. Требования

      СТО Газпром 2-2.3-310-2009 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Организация коррозионных обследований объектов ОАО «Газпром». Основные требования

      СТО Газпром 2-3.5-046-2006 Порядок экспертизы технических условий на оборудование и материалы, аттестации технологий и оценки готовности организаций к выполнению работ по диагностике и ремонту объектов транспорта газа ОАО «Газпром»

      СТО Газпром 9.2-003-2009 Защита от коррозии. Проектирование электрохимической защиты подземных сооружений

      Примечание – При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по соответствующим указателям, составленным на 01 января текущего года, и информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

    3. Термины, определения и сокращения


       

      3.1.1 анодное заземление: Элемент системы катодной защиты, осуществляющий контакт положительного полюса преобразователя установки катодной защиты с грунтом для создания защитного тока.

      [СТО Газпром 2-2.3-310-2009, пункт 3.2]

       

      1. В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:


         


         

        3.1.2 блуждающие токи: Токи в трубопроводе, возникающие вследствие работы посторонних источников тока постоянного или переменного напряжения (электрифицированный транспорт, сварочные агрегаты, устройства электрохимической защиты посторонних сооружений и пр.).

        [СТО Газпром 2-3.5-047-2006, пункт 3.3]

         


         

        3.1.3 защитное заземление: Заземление, выполняемое в целях электробезопасности.

        [ПУЭ [2], пункт 1.7.29]

         

        1. капитальный ремонт скважин: Комплекс работ, связанный с восстановлением работоспособности скважины, утраченной в результате аварии или инцидента.

          3.1.6 остаточный ресурс: Суммарная наработка объекта от момента контроля его технического состояния до перехода в предельное состояние.

          [ГОСТ 27.002-89, пункт 4.8]

           

        2. определяющий параметр: Параметр конструкции, используемый при контроле для определения вида технического состояния этой конструкции.


 

3.1.7 предельное состояние: Состояние объекта, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна, либо восстановление его работоспособного состояния невозможно или нецелесообразно.

[ГОСТ 27.002-89, пункт 2.5]

 


 

3.1.8 прогнозирование технического состояния: Определение технического состояния объекта с заданной вероятностью на предстоящий интервал времени.

Примечание – Целью прогнозирования технического состояния может быть определение с заданной вероятностью интервала времени (ресурса), в течение которого сохранится работоспособное (исправное) состояние объекта и вероятность сохранения работоспособного (исправного) состояния объекта на заданный интервал времени.

[ГОСТ 20911-89, пункт 8]

 


 

3.1.9 техническое диагностирование (диагностирование): Определение технического состояния объекта.

Примечание 1 – Задачами технического диагностирования являются:

  • контроль технического состояния;

  • поиск места и определение причин отказа (неисправности);

  • прогнозирование технического состояния.

Примечание 2 – Термин «Техническое диагностирование» применяют в наименованиях и определениях понятий, когда решаемые задачи технического диагностирования равнозначны или основной задачей является поиск места и определение причин отказа (неисправности).

[ГОСТ 20911-89, пункт 4]

 


 

3.1.10 техническое состояние объекта: Состояние, которое характеризуется в определенный момент времени, при определенных условиях внешней среды, значениями параметров, установленных технической документацией на объект.

[ГОСТ 20911-89, пункт 2]

 


 

3.1.11 точка дренажа: Место подключения кабеля к трубе для отвода тока из трубопровода при электрохимической защите.

[СТО Газпром 2-3.5-047-2006, пункт 3.21]

 

    1. устьевое оборудование: Комплекс оборудования, предназначенного для обвязки обсадных колонн, герметизации устья скважин и регулирования режимов работы скважины в процессе ее эксплуатации.

    2. электрод сравнения: Электрод, имеющий постоянный электродный потенциал в данных условиях применения.

3.2 В настоящем стандарте применены следующие сокращения: АЗ – анодное заземление;

БДР – блок дренажной защиты;

ВКО –высокая коррозионная опасность; ВТД – внутритрубная дефектоскопия; ВЭ – вспомогательный электрод;

ВЭИ – вставка электроизолирующая;

ГИС – геофизические исследования скважин; ЗЗ – защитное заземление;

ЗП – защитное покрытие;

ИБД – информационная база данных; ИПИ – индикатор повреждения изоляции;

ИФС – изолирующее фланцевое соединение; КДП – контрольно-диагностический пункт; КИП – контрольно-измерительный пункт; КИТ – контрольно-измерительная точка; МВЭ – метод выносного электрода;

МГ – магистральный газопровод;

МСЭ – медно-сульфатный электрод сравнения; НД – нормативная документация;

НК – неразрушающий контроль;

ОУКЗ – опытная установка катодной защиты; ПКЗ – противокоррозионная защита;

ПКО –повышенная коррозионная опасность; ПО – профилактическое обслуживание;

ППР – плановый предупредительный ремонт; ПрКЗ – преобразователь катодной защиты; ПХГ – подземные хранилища газа;

СПХГ – станция подземного хранения газа; ТЗ – техническое задание;

ТО – техническое обслуживание;

ТОиР – система технического обслуживания и ремонта; ТР – текущий ремонт;

УДЗ – установка дренажной защиты; УЗД – ультразвуковая диагностика; УКЗ – установка катодной защиты;

УКО – умеренная коррозионная опасность; УПЗ – установка протекторной защиты; ЭХЗ – электрохимическая защита.


 

  1. Общие положения


     

    1. Настоящий стандарт устанавливает методику проведения инструментального контроля эффективности работы системы ПКЗ подземных коммуникаций ПХГ ОАО «Газпром».

    2. Анализ результатов инструментального контроля эффективности работы системы ПКЗ подземных коммуникаций ПХГ ОАО «Газпром» (далее – система ПКЗ) позволяет выявить слабые места в системе ПКЗ, определить причину, факторы и динамику коррозии. При

      проведении инструментального контроля эффективности работы системы ПКЗ в обязательном порядке должны учитываться результаты предыдущих обследований, дефектоскопии обследуемых объектов (ВТД, УЗД и т.п.) и данные коррозионного мониторинга.

    3. Работы, выполняемые при организации и проведении инструментального контроля эффективности работы системы ПКЗ, должны проводиться в соответствии с требованиями, предъявляемыми к ПКЗ и регламентируемыми ГОСТ Р 51164 и ВРД 39-1.10-006-2000 [1].

    4. При проведении инструментального контроля эффективности работы системы ПКЗ необходимо соблюдать требования НД по магистральным трубопроводам, технике безопасности в строительстве, геодезическим работам в строительстве, приемке в эксплуатацию законченных строительством объектов, земляным сооружениям, основаниям и фундаментам, охране труда и безопасности в газовой промышленности, утвержденным в установленном порядке.

    5. К выполнению работ по инструментальному контролю эффективности работы системы ПКЗ допускаются Исполнители, аттестованные в порядке, установленном СТО 2-3.5-046-2006, имеющие необходимый, в соответствии с действующим законодательством, комплект документов на те виды работ, которые требуют специального разрешения.

    6. Работы, выполняемые при инструментальном контроле эффективности работы системы ПКЗ, проводят в соответствии с СТО 2-2.3-310.

    7. Возможности по обеспечению качества проведения инструментального контроля для оценки эффективности работы системы ПКЗ подтверждаются Исполнителем предъявлением документов, подтверждающих соответствие системы менеджмента качества Исполнителя требованиям стандартов ГОСТ Р ИСО 9001, СТО 2-3.5-046-2006, с соответствующей областью сертификации.

    8. Места выполнения контрольных операций, определяемые Исполнителем, их частота, квалификация специалистов, методы и средства измерений, формы записи результатов инструментального контроля эффективности работы системы ПКЗ должны соответствовать требованиям действующей НД.

    9. Несоответствия НД, выявленные в процессе инструментального контроля эффективности работы системы ПКЗ, ведущие к нештатным ситуациям в технологическом процессе обследуемого объекта, должны фиксироваться Исполнителем и передаваться Заказчику в виде рекомендаций для принятия решений незамедлительно.

    10. Результаты инструментального контроля эффективности работы системы ПКЗ должны содержать достаточные сведения для оценки фактического коррозионного состояния металла трубопровода и технического состояния системы ПКЗ и являются основанием для разработки мероприятий по обеспечению безаварийной работы обследуемого объекта ПХГ,

      прогнозирования его коррозионного состояния и эксплуатационной надежности системы ПКЗ с учетом требований действующей НД.

    11. В ходе работ должны быть проведены мероприятия по метрологическому обеспечению средств измерений и контроля применяемых в процессе выполнения инструментального контроля эффективности работы системы ПКЗ в порядке, установленном Р Газпром 5.4-2009 [3].

    12. Средства контроля должны быть стандартными или аттестованными в установленном порядке. Документы, подтверждающие проведение поверки и калибровки, должны находиться у Исполнителя работ и приобщаться к отчету.

    13. В процессе инструментального контроля эффективности работы системы ПКЗ необходимо выполнять требования законодательства об охране труда и окружающей среды, НД по электробезопасности.

    14. Инструментальный контроль эффективности работы системы ПКЗ в обязательном порядке должен включать все необходимые электрометрические работы, в комплексе с результатами осмотра обследуемого объекта в шурфах, в том числе с применением методов неразрушающего контроля.

    15. Рекомендованные по результатам контроля режимы работ средств ЭХЗ должны обеспечивать необходимый уровень активной защиты с учетом температуры транспортируемого продукта, коррозионной агрессивности грунтов, влияния блуждающих токов в интервале защитных потенциалов, регламентируемых ГОСТ Р 51164.

    16. При выполнении контроля запрещается изменять режимы работы УКЗ непосредственно перед или при проведении инструментального контроля эффективности работы системы ПКЗ. Контроль должен выполняться как при штатных режимах, длительное время используемых в ходе эксплуатации, так и при опытных режимах для определения оптимальных режимов работы средств ЭХЗ.

    17. Инструментальный контроль эффективности работы системы ПКЗ должен проводиться периодически, в соответствии с требованиями действующей НД.

    18. Рекомендации, разработанные по результатам инструментального контроля эффективности работы системы ПКЗ, являются основанием для включения их Заказчиком в планы работ по обеспечению эксплуатационной надежности подземных коммуникаций ПХГ ОАО «Газпром».

    19. На основании результатов инструментального контроля определяются и уточняются зоны коррозионной опасности, после чего трубопровод или его участок ранжируется по категориям коррозионной опасности, разрабатываются рекомендации, направленные на повышение эффективности ПКЗ и продление срока безаварийной эксплуатации объекта.

    20. По результатам инструментального контроля эффективности работы системы ПКЗ формируются перспективные (на 10–15 лет) планы проведения последующих обследований.

    21. Работы по инструментальному контролю эффективности работы системы ПКЗ проводятся на основании ежегодных планов диагностики объектов ОАО «Газпром», которые формируются с учетом предложений дочерних обществ ОАО «Газпром» – заказчиков работ.


       

  2. Требования к электрохимической защите объектов подземных хранилищ газа

    1. ЭХЗ должна обеспечивать в течение всего срока эксплуатации непрерывную по времени катодную поляризацию подземных коммуникаций на всем их протяжении (и на всей их поверхности) таким образом, чтобы значения потенциалов на коммуникациях были в пределах требований НД.

    2. Значения минимального и максимального защитных потенциалов в зависимости от условий прокладки и эксплуатации трубопроводов приведены в таблицах 4 и 5 ГОСТ Р 51164.

    3. На всех вновь построенных коммуникациях должны быть обеспечены только поляризационные потенциалы (потенциалы без омической составляющей).

    4. При обследовании подземных трубопроводов во всем периоде обследования с целью получения достоверных измерений необходимо соблюдать следующие условия:

      • должна иметься возможность отключения электрических перемычек на период обследования, при их наличии с другими сооружениями (коммуникациями), в том числе с металлическими кожухами на переходах через автомобильные и железные дороги;

      • трубопровод не должен иметь преднамеренного заземления и/или случайного заземления через конструкции на основе бетона;

      • в случае завершенной технологической (неразрывной) связи с другим объектом, находящимся в стадии строительства, ремонта или реконструкции, трубопровод не должен иметь контакты неизолированных мест со строительными конструкциями и/или грунтом.

    5. На всем протяжении трубопровода в соответствии с проектом должны быть установлены контрольно-измерительные точки (КИП, КДП и др.). Если КИП не установлен, то такой трубопровод считается не подготовленным к выполнению инструментального контроля.

    6. В случае параллельной укладки испытуемого газопровода-шлейфа в одном коридоре с другими трубопроводами, при поляризации контролируемого участка, последние не оказывают влияния на результаты контроля при условии изменения параметров защиты других трубопроводов не более чем на 10 %.

  3. Характеристика объекта по данным, представленным эксплуатирующей организацией

    1. Технические характеристики объекта и условия эксплуатации

      1. Перед проведением инструментального контроля эффективности работы системы ЭХЗ необходимо определить текущее техническое состояние объекта и условия его эксплуатации. Для выполнения этой задачи необходимо ознакомиться с проектной, исполнительной, пусконаладочной и эксплуатационной документацией, представляемой эксплуатирующей организацией на объект, в том числе:

        • рабочим проектом;

        • строительным паспортом;

        • эксплуатационным паспортом;

        • рабочим проектом системы ЭХЗ;

        • эксплуатационным паспортом системы ЭХЗ;

        • масштабными схемами коммуникаций с указанием видов и типов защитных покрытий, средств ЭХЗ, участков ПКО, ВКО, электроснабжения;

        • результатами предыдущих обследований.

      2. Основные технические характеристики объекта:

        • назначение коммуникации, сведения о месте прокладки с указанием начального и конечного пунктов;

        • общая протяженность коммуникации, диаметр трубопровода по условному проходу (отдельно по участкам, если используются трубы разного диаметра), дата ввода в эксплуатацию;

        • рабочее давление трубопровода (расчетное и фактическое) на момент обследования;

        • наружный диаметр и толщина стенки труб (учитываются все участки с различной толщиной стенки, их протяженность) отводов и врезок;

        • тип защитного покрытия труб, марки применяемых изоляционных материалов, способ нанесения, переходное электрическое сопротивление на момент строительства и в процессе эксплуатации, величина адгезии;

        • данные о ремонтах металла и ЗП в процессе эксплуатации.

      3. Основные условия эксплуатации:

        • температура транспортируемого продукта;

        • удельное электрическое сопротивление грунта по трассе трубопровода, тип грунта;

        • наличие участков с высоким уровнем грунтовых вод с указанием максимального, минимального и среднегодового уровня относительно оси трубопровода;

        • глубина заложения трубопровода (проектная и фактическая), рельеф местности, наличие растительности;

        • наличие параллельной прокладки и пересечений с коммуникациями всех типов проектных и появившихся в процессе эксплуатации, схема соединения;

        • наличие пересечений с естественными (реки, овраги, ручьи, болота и т.д.) и искусственными (автомобильные и железные дороги, мосты, тоннели) преградами;

        • наличие пригрузов, колодцев, футляров и других сооружений на коммуникации;

        • наличие и протяженность зон ВКО, ПКО;

        • количество УКЗ, тип и количество ПрКЗ, АЗ, в том числе на смежных участках и отводах (по проекту и фактически), режим работы, способ электроснабжения;

        • наличие УДЗ, УПЗ, БДР, ИФС, ВЭИ, КИП, КДП и т.д. по проекту и фактически;

        • уровень активной защиты по протяженности и во времени без омической составляющей (недозащита, перезащита, время простоев без ЭХЗ);

        • наличие влияния на ЭХЗ блуждающих токов и зона их распространения на трубопроводе;

        • наличие и состояние объектов на границе «земля-воздух»;

        • наличие и состояние электрически изолированных опор, сопротивление «опоратруба», при надземной прокладке трубопроводов или их участков.

          Подземные коммуникации ПХГ представляют собой трубопроводы малого диаметра (относительно МГ) и малой длины. Могут быть следующие конструктивные исполнения трубопроводов, принципиально различающиеся по контролепригодности:

        • трубопровод (газопровод-шлейф) от скважины к промышленной площадке проложен в однониточном исполнении;

        • трубопровод (газопровод-шлейф) проложен в одной траншее с технологическими трубопроводами (метанолопровод и т.п.);

        • трубопровод (газопровод-шлейф) на части своей длины проложен в однониточном исполнении, а на оставшейся части проходит в одной траншее с другими трубопроводами, идущими от других скважин.

          Трубопроводы площадки ПХГ обычно не имеют изолирующих вставок и имеют заземление посредством технологической связи со скважинами с одной стороны и технологическими трубопроводами КС с другой стороны. Кроме того, трубопроводы могут быть соединены между собой электрическими перемычками (общая УКЗ и т.п.).

      4. Скважины ПХГ эксплуатируются в различных геологических условиях, в том числе при наличии в разрезе зон с осложнениями (поглощениями, газопроявлениями, коррозионно-

        опасными зонами и др.) и питьевых водоносных горизонтов согласно РД 51-98-85 [4]. Глубина скважин обычно до 2000 м, в отдельных случаях достигает 4000 м, температуры пластов – от 8 С до 35 С, в отдельных случаях до 90 С. Конструкция скважин ПХГ в общем случае состоит из направления, кондуктора, технической и эксплуатационной колонн, расположенных концентрически одна в другой.

      5. На эксплуатационных скважинах предусматривают технические решения по ЭХЗ обсадных колонн в соответствии с требованиями ПБ 08-621-03 [5]. Использование ЭХЗ на наблюдательных, контрольных, геофизических и поглотительных скважинах определяют на основе экономических расчетов по ПБ 08-621-03 [5].

      6. На ПХГ с повышенным содержанием в составе отбираемого газа агрессивных компонентов крепление скважин должно осуществляться обсадными колоннами в антикоррозийном исполнении. Частота проверки технического состояния таких скважин должна быть увеличена в два раза.

      7. К наземному оборудованию скважин ПХГ относятся:

  • фонтанная арматура с колонной головкой;

  • обвязочные трубопроводы (обвязка), узлы замера давления, температуры и других показателей, фиксируемых на устье;

  • вспомогательные сооружения и устройства для подачи в скважину ингибиторов.

      1. Анализ проектной, исполнительной и эксплуатационной документации

        1. При анализе проектной и исполнительной документации особое внимание необходимо уделить их взаимному соответствию.

        2. Анализ работы средств ЭХЗ следует проводить независимо от наличия или отсутствия проблемных ситуаций в работе всей системы ПКЗ обследуемого объекта.

        3. Анализ работы средств ЭХЗ следует проводить для оценки эффективности работы средств ЭХЗ за истекший период (с момента ввода в эксплуатацию средств ЭХЗ или предыдущего обследования – по настоящий момент выполнения инструментального контроля) и для определения характера причин коррозионных процессов в случаях их наличия на объектах, подключенных к системе ПКЗ.

        4. Для оценки эффективности работы средств ЭХЗ изучают эксплуатационную документацию – паспорта, журналы работы и журналы отказов средств ЭХЗ (УКЗ, УПЗ) с учетом состояния защищенности объекта по протяженности и во времени.

        5. В состав необходимой для изучения документации входят:

  • акты о коррозионном состоянии объекта при осмотре в шурфах;

  • акты испытаний защитных покрытий методом катодной поляризации на законченных строительством участках трубопровода;

  • технологические схемы объекта с указанием видов и типов защитных покрытий по участкам;

  • схемы электроснабжения и расстановки средств ЭХЗ;

  • паспорта УКЗ и УПЗ;

  • журналы регистрации работы средств ЭХЗ, включая обеспеченные дистанционным контролем;

  • диаграммы распределения суммарных потенциалов по КИП;

  • коррозионные карты объекта;

  • результаты ВТД, УЗД и коррозионного мониторинга обследуемого объекта;

  • наличие и распределение на территории объекта зон ПКО и ВКО;

  • технические отчеты по предыдущим диагностическим обследованиям.

        1. При обнаружении коррозионных процессов на обследуемом объекте необходимо определить характер причин, приведших к образованию коррозионного процесса. В этом случае процесс изучения эксплуатационной документации средств ЭХЗ должен охватывать все аспекты изменения ситуации с момента ввода средств ЭХЗ в эксплуатацию. При этом необходимо отслеживать изменение ситуации не только в работе средств ЭХЗ, но и всех прочих изменений, способных повлиять на работу всей системы ПКЗ.

          К таким изменениям относятся:

  • изменения в средствах пассивной защиты объекта (полная или выборочная переизоляция);

  • изменения в средствах активной защиты объекта (ремонт, изменение местоположения, замена или ввод дополнительных АЗ в УКЗ; то же для УПЗ и УДЗ);

  • частичная замена подземных трубопроводов или участков труб на них, находящихся в эксплуатации;

  • наличие старых или ввод новых объектов подземной укладки без подключения к существующей системе ПКЗ;

  • изменения кабельных сетей подземного исполнения (средств связи, системы дистанционного управления запорной арматурой, системы энергетического обеспечения, системы телеконтроля и др. );

  • изменения жизненного (капремонт, замена) или технологического (ликвидация и ввод) циклов любого трубопровода подземного исполнения, технологически связанного с другими объектами, подключенными к системе ПКЗ.

        1. На основе изучения проектной, исполнительной и эксплуатационной документации определяют и уточняют:

  • технологическую сложность эксплуатационных условий обследуемого объекта;

  • техническое состояние защитного покрытия объекта, уровень активной защиты, техническое состояние средств ЭХЗ, коррозионное состояние подземных коммуникаций;

  • готовность объекта к выполнению комплексного обследования;

  • необходимые методы выполнения комплексного обследования;

  • состав и объем необходимых электрометрических работ.

        1. Изучению в полном объеме подлежат материалы по каждой скважине ПХГ, которые должны содержать технические и конструктивные данные, такие как:

  • дату цементирования эксплуатационной колонны;

  • геоэлектрический разрез скважины;

  • удельное электрическое сопротивление грунтов геоэлектрического разреза;

  • конструкцию скважины;

  • диаметр, толщину стенки, марку сталей труб обсадных колонн (отдельно для эксплуатационной колонны), расположение соединительных муфт по глубине скважины, места расположения муфт, на которых зафиксирован недоворот труб;

  • данные всех предыдущих обследований по остаточной толщине стенки обсадной колонны, в том числе расположение по глубине ликвидированных дефектов и пр.;

  • качество цементирования эксплуатационной обсадной колонны;

  • глубины расположения мест повышенной приемости пласта, обнаруженных при бурении скважины;

  • температуру по глубине геоэлектрического разреза, температуру эксплуатации скважины по глубине;

  • перетоки флюидов;

  • интервалы движения газа по заколонному пространству в пустотах цементного камня;

  • результаты проведенных ремонтно-восстановительных работ по обсадной эксплуатационной колонне.

    На основании обобщения и анализа технической документации предварительно оценивают наиболее вероятные глубины, на которых может наблюдаться наибольшая скорость коррозии обсадных эксплуатационных колонн.

        1. При оценке коррозионного состояния скважин необходимо учитывать материалы экспертизы промышленной безопасности (ЭПБ) скважин.

        2. Данные результатов ЭПБ в электронном виде содержатся в Отраслевой экспертнодиагностической базе данных объектов ПХГ, которые необходимо использовать для оценки коррозионного состояния скважин.

        3. Не реже одного раза в 5 лет по результатам работ, проведенных в соответствии с обеспечением промышленной безопасности объектов ПХГ, экспертная организация выполняет анализ эксплуатации ПХГ и, при необходимости, планирует коррозионное обследование обсадных колонн.


     

    1. Выполнение инструментального контроля эффективности работы системы противокоррозионной защиты подземных коммуникаций

      1. Виды обследований и объемы работ

        1. Объем работ, выполняемых при инструментальном контроле эффективности работы системы ПКЗ, аналогичен объемам работ, выполняемым при проведении коррозионных обследований, приведенных в СТО Газпром 2-2.3-310 (приложения В, Г и Д).

        2. При коррозионных обследованиях необходимо учитывать все индивидуальные условия эксплуатации каждого объекта (эксплуатационный период, тип защитного покрытия, влияние системы ЭХЗ других трубопроводов, расположенных в общем коридоре с диагностируемым трубопроводом, и др.). При этом в условиях общего коридора измерения потенциалов проводят единовременно на всех трубопроводах общего коридора для анализа динамики процессов ЭХЗ диагностируемого трубопровода.

        3. При выполнении коррозионного обследования рекомендуется использовать оборудование, приведенное в Рекомендациях [6] – [13].

        4. Места дефектов в защитном покрытии подземного трубопровода определяют по результатам электрометрических работ и назначают контрольные шурфы для обследования в них эффективности ПКЗ и коррозионного состояния металла трубопровода.

        5. Состав работ, выполняемых при инструментальном контроле, определяется с учетом условий и срока эксплуатации, технического состояния обследуемого объекта, ТЗ заказчика.

        6. Основой инструментального контроля эффективности работы системы ПКЗ коммуникаций ПХГ являются результаты одного из видов обследования: приемочного, комплексного периодического, детального комплексного.

        7. При обнаружении мест с дефектами в защитном покрытии составляется акт шурфования по форме, приведенной в СТО Газпром 2-2.3-310 (приложение А).

        8. Результаты электрометрических работ подтверждаются обследованием состояния объекта и/или его элементов непосредственно в шурфе, при необходимости с применением методов НК. Количество контрольных шурфов должно соответствовать требованиям ВРД-1.10-006-2000 [1].

        9. Места дефектов защитного покрытия определяют по результатам измерений ИПИ и/или результатам измерений градиентов потенциалов при включенной катодной защите трубопровода.

        10. Участки трубопроводов с недостаточной степенью защиты определяют по результатам измерений потенциалов «труба-земля» без омической составляющей и с нею.

        11. Подготовку скважин к коррозионному обследованию (обеспечение необходимых разрешений, заглушивание скважины, снятие колонной обвязки, допуск геофизической партии к обследованию) осуществляет недропользователь ПХГ.

        12. Обследование обсадных колонн подразделяется на четыре вида:

  • базовое;

  • периодическое;

  • экстренное;

  • экспертное.

          1. Базовое обследование производится непосредственно после окончания строительства скважин в течение месяца после завершения цементирования.

          2. Периодическое обследование производится в соответствии с установленным планом-графиком либо в сроки, назначенные по результатам предыдущего обследования.

          3. Экстренное обследование проводится при установлении опасности коррозии и угрозе дальнейшей безопасной эксплуатации технологических объектов.

          4. Экспертное обследование проводится в случае обнаружения сомнительных результатов предыдущего обследования и в случае неопределенности причины разгерметизации колонны.

                1. Скважины, подлежащие коррозионному обследованию на ПХГ:

  • эксплуатационные;

  • наблюдательные;

  • контрольные;

  • поглотительные.

        1. Коррозионному обследованию внутрискважинной аппаратурой подвергаются исключительно эксплуатационные колонны на всей их длине. Направление, кондуктор и техническая обсадная колонна коррозионному обследованию не подвергаются.

        2. Все внутрискважинные измерения проводятся на заглушенной скважине с открытым устьем.

        3. Оценку коррозионного состояния обсадных колонн по всему фонду скважин ПХГ проводят с использованием геофизических и промысловых данных.

    7.2 Методические указания по выполнению работ приведены в приложениях Е–Т.

    1. Документация, оформляемая по результатам инструментального контроля


       

      1. По результатам инструментального контроля составляется отчет.

        Форма отчета по коррозионному обследованию подземных коммуникаций ПХГ установлена в приложениях А–Г.

      2. Данные информационного характера и/или являющиеся доказательной базой нарушения эксплуатации объектов ПХГ, должны подтверждаться фотоматериалами, с обязательным приобщением к отчету.

      3. В состав отчета о проведенном инструментальном контроле, кроме таблиц и форм с результатами измерений, должны в обязательном порядке включаться специализированные полевые протоколы, формируемые непосредственно программными приложениями приборов, применяемых при обследовании.

      4. В отчете указывают все оборудование и приборы, используемые в процессе выполнения обследования, по форме, приведенной в приложении Д.

      5. По окончании полевых работ выполняется предварительное согласование с эксплуатирующей организацией по основным характеристикам обследуемых объектов, информация по которым будет представлена в отчете по результатам выполнения инструментального контроля, в том числе пообъектная принадлежность, привязка, пикетаж и т.д.


         

    2. Анализ результатов инструментального контроля


       

      1. Оценка технического состояния средств электрохимической защиты

        1. Техническое состояние средств ЭХЗ может быть оценено как:

  • отличное (все требования НД, предъявляемые к данному средству или его отдельным элементам, соблюдены, запас мощности ПрКЗ 100 % и более от рабочих режимов);

  • хорошее (все требования НД, предъявляемые к данному средству или его отдельным элементам, соблюдены, запас мощности ПрКЗ менее 100 % от рабочих режимов ПрКЗ);

  • удовлетворительное (выявлены нарушения требований НД, предъявляемых к данному средству или его отдельным элементам, но эти нарушения не способствуют образованию условий, представляющих опасность для жизни или здоровья человека);

  • неудовлетворительное (выявлены нарушения требований НД, предъявляемых к данному средству или его отдельным элементам, в том числе способствующих образованию условий, представляющих опасность для жизни или здоровья человека);

  • плохое (выявлены нарушения требований НД, предъявляемых к данному средству или его отдельным элементам, в том числе способствующих образованию условий, представляю-

    щих опасность для жизни или здоровья человека, или средство не соответствует своим номинальным режимам).

        1. Надежность в работе УКЗ обеспечивается своевременным выполнением графика ППР, трех ее основных элементов – ПрКЗ, дренажных линий и АЗ, и считается обеспеченной при условии:

          а) своевременного и систематического выполнения в полном объеме ТО, ПО и ТР (определяется по результатам ведения полевых и журналов работы ПрКЗ) согласно требованиям, предъявляемым ГОСТ Р 51164;

          б) превышение пульсации тока на выходе ПрКЗ не более 3 % на всех режимах работы; в) автоматические ПрКЗ обеспечивают стабильность тока или потенциала с погреш-

          ностью, не превышающей 2,5 % заданного значения, согласно требованиям, предъявляемым ГОСТ Р 51164;

          г) соответствия требованиям ГОСТ 15150 в части:

          1. климатического исполнения V категории размещения I для работы при температурах от 228 К (минус 45 С) до 318 К (45 С) в атмосфере типа П и при относительной влажности до 98 % при температуре 298 К (25 С);

          2. климатического исполнения ХII категории размещения I для работы при температурах от 213 К (минус 60 С) до 313 К (40 С) в атмосфере типа П и при относительной влажности до 98 % при температуре 298 К (25 С).

        2. УКЗ должна соответствовать следующим условиям эксплуатации:

  • окрашенные поверхности ПрКЗ должны относиться к категории размещения группы условий эксплуатации У1 ГОСТ 9.104, иметь показатели внешнего вида не ниже IV класса по ГОСТ 9.032, окраска изделий должна быть светлых тонов;

  • УКЗ, как действующая электроустановка, должна иметь все необходимые плакаты информационного содержания согласно требованиям ПУЭ [2] и ПТЭЭП [14];

  • каждая УКЗ и ПрКЗ должны иметь свои учетные (порядковые) номера, а также все необходимые надписи адресного содержания с наименованием эксплуатирующей организации и лиц, ответственных за эксплуатацию данной электроустановки;

  • дренажные линии УКЗ в местах их подключения к ПрКЗ, АЗ и защищаемой коммуникации должны иметь адресные бирки с указанием их назначения, а при условии совместного прохождения в общих коридорах (кабельных каналах) дополнительно и принадлежности к УКЗ (ПрКЗ).

      1. Оценка уровня активной защиты

        1. Уровень активной защиты фактически отражает полноту применения средств ЭХЗ для достижения данного процента защищенности объекта и оценивается как:

  • максимальный;

  • средний;

  • минимальный.

        1. Максимальный уровень активной защиты указывает на то, что для защиты объекта задействованы все УКЗ, которые работают на максимальных токовых режимах, которые они могут создать.

        2. Средний уровень активной защиты указывает на то, что режимы работающих УКЗ имеют запас по току 100 % и более от рабочего.

        3. Минимальный уровень активной защиты указывает на то, что данная защищенность объекта обеспечивается в условиях минимальных рабочих режимов задействованных УКЗ.

      1. Оценка состояния защитного покрытия

        1. Состояние защитного покрытия согласно ВРД 39-1.10-026 [15] оценивается как:

  • отличное (если интегральная величина сопротивления изоляционного покрытия входит в интервал от 1·104 Ом·м2 и более);

  • хорошее (если интегральная величина сопротивления изоляционного покрытия входит в интервал от 2,5·103 до 1·104 Ом·м2);

  • удовлетворительное (если интегральная величина сопротивления изоляционного покрытия входит в интервал от 500 до 2,5·103 Ом·м2);

  • плохое (если интегральная величина сопротивления изоляционного покрытия входит в интервал от 50 до 500 Ом·м2);

  • очень плохое (если интегральная величина сопротивления изоляционного покрытия входит в интервал от 5 до 50 Ом·м2);

  • совершенно разрушено (если интегральная величина сопротивления изоляционного покрытия имеет величину менее 5 Ом·м2).

        1. Прогноз состояния защитного покрытия на период до следующего обследования рассчитывают по ВРД 39-1.10-026 [15].

      1. Оценка коррозионного состояния обследуемого объекта

        1. Оценка коррозионного состояния обследованного объекта проводится на основе данных о фактическом коррозионном состоянии в выполненных и осмотренных шурфах, с учетом потенциально опасных участков, где данные электрометрических работ свидетельствуют о возможности образования и развития коррозионных процессов.

        2. При оценке коррозионного состояния обследуемого объекта приводятся сведения по следующим пунктам:

  • общая оценка коррозионной ситуации обследованного участка с выделением характерных участков, имеющих различные степени коррозионного состояния;

  • принятая оценка коррозионной ситуации участка объекта должна кратко обосновываться значениями параметров удельного сопротивления грунта, градиентов поля коррозионных токов, разности потенциалов «труба-земля» и скорости коррозии, а также наличием на трассе соров, солончаков, влажных низин и т.п., температурой транспортируемого продукта, наличием свищей и аварий, особенностями обеспечения объекта катодной защитой;

  • где, на каких участках и какой вид коррозии наблюдается, глубина каверн, место их расположения, скорость коррозии;

  • прогноз коррозионного состояния обследуемого объекта на период до следующего обследования.

        1. Прогноз о дальнейшем коррозионном состоянии обследованного объекта на период до следующего обследования или долгосрочный прогноз на период от 5 до 10 лет составляется с учетом фактического коррозионного состояния, а также с учетом:

  • уточнения расположения и классификации участков различной коррозионной опасности;

  • неоднородности грунтов по величине удельного сопротивления Рн коррозионной

    агрессивности и коррозионной опасности (наличием на трассе соров, солончаков, влажных низин и т.п.);

  • величин градиентов поля коррозионных токов;

  • особенностей обеспечения объекта катодной защитой (защищенность во времени и по протяженности);

  • скорости коррозии;

  • температуры транспортируемого продукта.


     

    1. Мероприятия и рекомендации по результатам обследования


       

      1. Мероприятия по определению режимов работы средств электрохимической защиты по результатам обследований с учетом прогнозов на период до следующего обследования

        1. В процессе обследования на трубопроводах, не требующих ремонта ЗП или реконструкции средств ЭХЗ, следует отрегулировать рабочие режимы УКЗ таким образом, чтобы они обеспечивали 100 % защищенность подземных коммуникаций СПХГ согласно требованиям НД.

        2. Потенциалы должны распределяться с учетом индивидуальных технических характеристик каждого защищаемого объекта и условий эксплуатации (типа защитного покрытия, температуры транспортируемого газа, зон коррозионной опасности и коррозионной агрессивности грунта и др.).

        3. Следует провести оптимизацию режимов работы УКЗ таким образом, чтобы при отказе в работе промежуточной УКЗ защищенность трубопроводов в ее рабочей зоне была обеспечена за счет соседних УКЗ. Для этого необходимо, чтобы на всем протяжении все трубопроводы имели запас защитного потенциала, способный компенсировать отказ в работе УКЗ и не допустить образования зоны, не обеспеченной защитным потенциалом. При этом потенциалы в любой точке защищаемых трубопроводов, в условии отказа в работе УКЗ и без такового, должны находиться в пределах значений, допускаемых НД.

        4. УКЗ должна иметь необходимый запас мощности по току, способный обеспечить необходимый уровень защиты на период до следующего обследования. Запас по току рассчитывается на основании обеспечения защищенности при прежних режимах работы УКЗ. Если имеющийся запас тока УКЗ менее требуемого расчетного, то необходимо выполнить ремонт АЗ данной УКЗ.

        5. УКЗ, на участках которых трубопровод или его участок проложен в грунтах с высокой коррозионной агрессивностью, или имеются коррозионные поражения глубиной более 15 % толщины стенки трубопровода, необходимо обеспечить дистанционным контролем режима работы согласно требованиям ГОСТ Р 51164. Следует также выполнить дополнительные мероприятия по повышению надежности средств ЭХЗ, введению 100 % резервирования устройств ЭХЗ с обеспечением перевода на резервные элементы при отказе основных, обеспечению коррозионного мониторинга, включающего КДП, оборудованные устройствами контроля поляризационного потенциала и скорости коррозии.

      1. Рекомендации по реконструкции элементов системы противокоррозионной защиты

        1. Реконструкция элементов ЭХЗ на основании данных выполненного инструментального контроля необходима в случаях:

  • низкой эффективности их работы;

  • несоответствия требованиям безопасной эксплуатации по причине ухудшения технических характеристик или в связи с ужесточением требований действующих НД;

  • других несоответствий технических показателей, способных привести к аварийному отказу в работе или искажению рабочих данных;

  • угрозы аварийного отказа по причине отсутствия запаса мощности.

      1. Оценка эффективности работы АЗ и ЗЗ в УКЗ, протекторов в УПЗ изложена в Руководстве [16].

      2. Опасность дальнейшей эксплуатации, возникающая при ухудшении одной или нескольких технических характеристик применяемого оборудования (частичный износ контура защитного заземления и занижение нормативных величин, предъявляемых НД к изоляционным характеристикам применяемого оборудования, в частности, к кабельной продукции).

      3. Несоответствия, которые могут привести к изменениям (в худшую сторону) рабочих характеристик по разным причинам (в результате естественного старения, износа и т.д.). Результаты инструментального контроля могут использоваться при планировании ра-

бот по реконструкции и ремонту средств ПКЗ по системе ТОиР.

Приложение А

(обязательное)


 

Форма акта измерения интегрального сопротивления защитного покрытия трубопровода

Акт измерения интегрального сопротивления защитного покрытия трубопровода


 

image

(Наименование ПХГ)


 


 

АКТ

Утверждаю Главный инженер

« » 201 г.

Определения интегрального сопротивления защитного покрытия трубопровода

« » 201 г. ПХГ Идентификация трубопровода Протяженность, м )

Диаметр трубы, м , толщина стенки, мм Марка стали

Конструкция ЗП

Среднее удельное электрическое сопротивление грунта (г), Ом·м Требуемое сопротивление ЗП Rиз, Ом·м2

Дата начала окончания засыпки Сопротивление растеканию трубопровода Rp, Ом·м2

Продольное сопротивление Rт, Ом/м

Место подключения источника тока поляризации Напряжение на выходе источника V, В

Температура окружающего воздуха, С


 


 

Время измерения


 

Сила тока поляризации, А

Потенциал, В, по медносульфатному электроду сравнения


 

Смещение потенциала


 

Сопротивление ЗП, Ом·м2

естественный потенциал

потенциал под током

           


 

Состояние ЗП участка трубопровода


 


 

image

(соответствует, не соответствует нормативному значению)


 

Подписи:


 

Приложение к «Акту…» 1 Исполнительная схема проведения испытаний

  1. Примененные приборы и оборудование

  2. Протокол результатов измерения и расчета сопротивления ЗП.


 

Время измерения

Сила тока поляризации, А

Потенциал, В

Смещение потенциала

естественный потенциал

потенциал под током

         


 

Протяженность трубопровода = м, Диаметр трубы = м,

Толщина стенки т = мм,

Глубина оси трубы = м.

Среднее удельное электрическое сопротивление грунта  = Ом·м Продольное сопротивление труб согласно проекту Rт, = Ом/м Нормативное сопротивление ЗП Rиз = Ом·м2

Сопротивление растеканию трубопровода рассчитано по формуле:


 

Rиз DLZ – Rр = Ом·м2

Rp = Ом·м2 Результаты измерения и расчета: Rиз = Ом·м2 Измерения и расчет провели:


 

image

Приложение Б

(обязательное)


 

Типовая форма отчета по коррозионному обследованию обсадной эксплуатационной колонны

Описание конструкции скважины и геоэлектрического разреза


 

Наименование ПХГ

 

Эксплуатационный номер скважины

 

Начало бурения (дата)

 

Конец бурения (дата)

 

Глубина забоя, м

 

Глубина перфорации, м

 
 

Размеры обсадных колонн

Наименование обсадной колонны

диаметр, мм

средняя толщина* стенки, мм

длина, м

направление

     

кондуктор

     

техническая колонна

     

эксплуатационная колонна

     

Качество цементирования

Диапазон глубин, м

Качество цементирования

кондуктор

   

техническая колонна

   

эксплуатационная колонна

   
   

*Распределение толщин стенки конкретных труб обсадной колонны, установленных при бурении скважины, приводится в деле скважины.


 

Результаты толщинометрии эксплуатационной колонны Технические характеристики скважинных приборов:

толщиномер – тип , заводской номер , диапазон

измеряемых толщин

мм, погрешность измерения , дата следующей

поверки .

микрокаверномер – тип , заводской номер , количество измерительных ножек, диапазон измеряемых диаметров мм, погрешность измерения , дата следующей поверки ,

Дата измерения


 

Глубина, м

Измеренная толщина, мм

Измеренный внутренний диаметр, мм

Глубина расположения муфт, м

Время измерения (дд. чч. мм)

         


 

Результаты внутрискважинной электрометрии эксплуатационной колонны для участка, не закрытого технической колонной и кондуктором

Дата измерения


 


 

Глубина, м

Показания микровольтметра (u)

с учетом знака, мкВ

Разность глубин (l), м

Разность смежных показаний микровольтметра (u), мкВ

Плотность тока на длине колонны*,

А/м2

Время измерения (дд. чч. мм)

           


 

* Плотность тока рассчитывается по формуле

image

ј   (DT  ) ,

ст DT hl


 

где D– диаметр трубы обсадной колонны, м;

 – толщина стенки трубы, м;

ст – удельное электрическое сопротивление стали трубы, мкОм·м;

– расстояние между зондами, м;

– шаг перемещения зондов по глубине скважины, м.


 

Результаты поляризации обсадных колонн Применяемые приборы и оборудование:

Источниктокаполяризации – тип, , мощность, кВт , напряжение, В , максимальная сила тока, А

Электрод сравнения – тип , расстояние от скважины до места установки электрода сравнения , направление от скважины на электрод сравнения (С-Ю-В-З) ;

Амперметр – тип , год выпуска , заводской номер , основная погрешность , диапазон измерений , дата следующей поверки

Вольтметр – тип , год выпуска , заводской номер , основная погрешность , диапазон измерений , дата следующей поверки

Электронный регистратор – тип , год выпуска, заводской номер , основная погрешность , диапазон измерений , дата следующей поверки

Прерыватель тока – тип , год выпуска , заводской номер , максимальная сила тока, А , временная диаграмма Конструкция временного АЗ – тип заземлителей , количе-

ство заземлителей , шт., сопротивление растеканию временного АЗ, Ом , расстояние от скважины до АЗ, м , направление от скважины на временное АЗ (С-Ю-В-З) .


 

Результаты опытной поляризации

Дата измерения


 


 

Время акта измерения, (дд. чч. мм)

Ток поляризации, А

Состояние тока

вкл.

откл.

       

27

 

Результаты измерений выходных характеристик

ПрКЗ трубопровода ________________________________________

(Тип и наименование)

 

Сведения о режимах работы и техническом состоянии

УКЗ трубопровода ________________________________________

(Тип и наименование)

 

Типовая форма отчета по обследованию средств ЭХЗ

 

Приложение В

(обязательное)

 

СТО Газпром 9.4-009-2010

 


 

1


 

№ п/п

2

№ УКЗ

3

Тип ПрКЗ

4

Измерения, дата

5

Период измерения, час

6

вых. (мин.), В

7

вых. (макс.), В

8

вых. (мин.), А

9

вых. (макс.), А

10


 

Стабилизация по току вых., %

11


 

Мин. т.з. с омич. (за период изм.), В

12


 

Мин. т.з. поляр. (за период изм.), В

13


 

Макс. т.з. с омич. (за период изм.), В

14


 

Макс. т.з. поляр. (за период изм.), В

15


 

Примечания

1


 

№ п/п

2

№ УКЗ

3

Тип ПрКЗ

4

вых. (рабочий режим), В

5

вых. (максимум), В

6

вых. (рабочий режим), А

7

вых. (максимум), А

8

Запас мощности по току, А

9

Тип и кол-во электродов АЗ

10

т.з. (стац. в УКЗ), В

11

т.з. в Т.Д. (с омич.), В

12

т.з. в Т.Д. (поляриз.), В

13

цепи УКЗ, Ом

14

раст. А.З., Ом

15

раст. З.З., Ом

16

изол. А.Л., Ом

17

изол. К.Л., Ом

18

грунта в районе А.З., Ом*м

 

Сведения о рабочих режимах и техническом состоянии

УДЗ трубопровода

(Тип и наименование)


 


 

№ п/п

№ УДЗ

Тип СДЗ


 

Начало измерений, дата

Период измерений, ч


 

Макс. ток

(за период изм.), А


 

Мин. т.з. с омич. (за период изм.), В


 

Мин. т.з. поляр. (за период изм.), В


 

Макс. т.з. с омич. (за период изм.), В


 

Макс. т.з. поляр. (за период изм.), В


 

Примечания

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11


 

Сведения о рабочих режимах и техническом состоянии

УПЗ трубопровода

(Тип и наименование)


 


 

№ п/п

№ УПЗ


 

Тип УПЗ и количество протекторов

Год ввода в эксплуатацию

т.з. (вкл. УПЗ), В

т.з. (откл. УПЗ), В

Рабочий ток, А

Максимальный ток, А

Запас мощности по току, А

протектор. группы, Ом·м

цепи УПЗ, Ом


 

Примечания (координата установки УПЗ на местности, точка дренажа УПЗ и др.)

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Приложение Г

(обязательное)


 

Типовая форма отчета по обследованию трубопровода


 

Сведения о трубопроводе

(Тип и наименование)

(проектные, эксплуатационные, ремонт металла)


 

Участок трубопровода

Рабочее давление, мПа

Температура транспортируемого продукта, С

Протяженность, км

Наружный диаметр, мм

Диаметр по условному проходу, мм

Толщина стенки, мм

Конструкция трубы

Дата ввода

в эксплуатацию

Марка стали


 

Завод – изготовитель трубы

Ремонтные работы


 

Примечания


 

начало, км


 

конец, км

аварийные

плановые

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15


 

Места врезок и расположения запорной арматуры

на линейной части трубопровода

(Тип и наименование)


 

Координата, км

Отвод (тип

и наименование)

Запорная арматура (тип

и эксплуатационный номер)

Диаметр, мм

Назначение

Примечания

1

2

3

4

5

6


 

Сведения о состоянии ЗП трубопровода

(Тип и наименование)

(проектные, эксплуатационные, ремонт ЗП)


 

Участок

Протяженность, км

Проектные данные

Переходное сопротивление, Ом/м2

Дата исполнения ЗП


 

Примечания

начало, км

конец, км


 

тип ЗП и количество слоев (обертка/изоляция)


 

материал ЗП (обертка/изоляция)


 

толщина (об./из.), мм


 

способ нанесения ЗП


 

по проекту


 

по результатам предыдущего обследования


 

по результатам текущего обследования

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Сведения о коррозионном состоянии трубопровода

(Тип и наименование)

(по данным эксплуатации и ранее проведенным обследованиям)


 


 

Отметка, км

Дата обнаружения коррозионного повреждения


 

Вид коррозионного повреждения

Место расположения коррозионного повреждения на трубе, ч


 

Глубина коррозионного повреждения, мм


 

Принятые меры по устранению коррозионного повреждения


 

Примечания

1

2

3

4

5

6

7


 

Результаты обследования трубопровода

(Тип и наименование)

в шурфах*


 


 


 

№ п/п

Шурф

ЗП

Дефект

Толщинометрия трубы


 

Примечания (координата шурфа на местности, наличие фотоматериалов, и др.)

начало шурфа, км

конец шурфа, км

протяженность осмотр. трубы, м

диаметр ТП, мм

тип (обертка/ изоляция)

толщина ЗП (изм.), мм

общая площадь дефекта в ЗП, дм2

характер дефекта в ЗП

вне каверны, мм

в каверне (остаточная), мм

утонение, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13


 

*Все данные, полученные только в результате визуального осмотра и инструментального обследования.


 

Сведения о наличии и распределении зон коррозионной опасности трубопровода и участков с влиянием блуждающих токов

(Тип и наименование)


 

ПКО

ВКО

Блуждающие токи


 

Фактор коррозионной опасности (источник блуждающих токов)


 

Примечания (ссылка на фотоматериалы и др.)

Отметка, км

Протяженность, м

Отметка, км

Протяженность, м

Отметка, км

Протяженность, м

начало

конец

начало

конец

начало

конец

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

Сведения о пересечениях трубопровода

(Тип и наименование)

с подземными коммуникациями и воздушными сооружениями


 


 

№ п/п

Трубопровод

Подземные коммуникации

Воздушные сооружения


 

Примечания


 

отметка, км


 

состояние КИП


 

№ п/п


 

тип


 

отметка, км


 

состояние КИП


 

№ п/п


 

тип


 

отметка, км

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11


 

Сведения о переходах трубопровода через а/д и ж/д

(Тип и наименование)


 


 

№ п/п


 

Трубопровод

Переходы


 

Примечания

а/д

ж/д

Отметка, км

Протяженность, м


 

№ п/п

Количество КИП

кожуха, м

ЭХЗ кожуха


 

№ п/п

Количество КИП

кожуха, м

ЭХЗ кожуха

начало

конец

до

после

до

после

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15


 


 

Результаты обследования трубопровода

(Тип и наименование)

в местах переходов под а/д и ж/д


 


 

№ п/п

Место перехода (по ТП), км

В начале перехода

В конце перехода


 

Место перехода (по дороге), км


 

раст. тока защитного кожуха, Ом


 

Примечания (наименование и категория а/д, кол-во

путей ж/д и др.)

т-з. ТП (с омич), В

т.з. ТП (поляр.), В

т.з. защ. кожуха, В

состояние КИП

т.з. ТП (с омич), В

т.з. ТП (поляр.), В

т.з. защ. кожуха, В

состояние КИП

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

Результаты обследования трубопровода

(Тип и наименование)

в местах воздушных переходов через препятствия и технологических выходов трубы на дневную поверхность


 


 

№ п/п

Место перехода, км

В начале перехода

В конце перехода


 

Сопротивление цепи

«опора-труба», (номер опоры / Ом)


 

Примечания

начало

конец

протяженность, м

т.з. (с омич), В

т.з. (поляр.), В

состояние ЗП и металла ТП на границе «земля-воздух»

т.з. (с омич.), В

т.з. (поляр.), В

состояние ЗП и металла ТП на границе «земля-воздух»

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12


 

Результаты обследования трубопровода

(Тип и наименование)

в местах подводных переходов


 


 

№ п/п

Место перехода, км

В начале перехода

В конце перехода


 

Наименование водной преграды


 

Примечания

начало

конец

протяженность, м

т.з. (с омич), В

Uт.з. (поляр.), В

состояние КИП

Uт.з. (с омич.), В

т.з. (поляр.), В

состояние КИП

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12


 

Результаты измерения эффективности ВЭИ (ИФС) трубопровода

(Тип и наименование)


 


 

№ п/п

До ВЭИ

После ВЭИ

ВЭИ

(паспортное), Ом

ВЭИ (изм.), Ом

Год монтажа ВЭИ


 

Координата установки ВЭИ


 

Примечания

Uт.з.(с омич.), В

Uт.з.(пол.), В

состояние КИП

Uт.з. (с омич.), В

Uт.з. (поляр), В

состояние КИП

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Сведения о наличии КИП (КДП) по линейной части

трубопровода распределении потенциалов*, удельного электрического сопротивления, рН и агрессивности грунта, глубине залегания трубопровода (данные о растительности и рельефе местности)


 


 

№ п/п

Отметка изм., м.

Uт.з. (с омич.) при вкл. УКЗ, В

Uт.з. (с омич.) при откл. УКЗ, В

Uт.з. (поляр), В

p грунта, Ом*м

Агрессивность грунта

рН грунта

Глубина залегания трубы (до верхн. обр.), м


 

Координата КИТ (УКЗ, УДЗ, КИП, КДП, переход, пересечение и др.*)


 

Примечания (рельеф местности, растительность и др.)

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11


 

*Потенциалы измеряются (дополнительно, не зависимо от выбранного шага измерения МВЭ) в обязательном порядке (есть или нет КИТ на трубопроводе) в местах:

  • пересечений трубопровода с другими коммуникациями и сооружениями;

  • в месте входа и выхода из общего коридора;

  • в начале и в конце воздушных и подводных переходов, а также переходов всех типов через искусственные и естественные препятствия (а/д, ж/д, овраги, реки и т.п.).

Приложение Д

(рекомендуемое)


 

Измерительные приборы и оборудование, применяемые при обследовании скважин


 

Д.1 Измерительные приборы и оборудование приведены в таблице Д.1.


 

Таблица Д.1 – Измерительные приборы и оборудование, применяемые при обследовании скважин

Наименование (рекомендуемые типы)

Технические характеристики

Минимальное количество


 

Мультиметр (43313.1,

Flücke-27, DT-832, АРРА-109, V-701)

Вольтметрия от 2 мВ до 200 В, входное сопротивление не менее 10 МОм/В, основная погрешность не более 1,0 %, амперметрия от 200 мкА до 20 А, входное опротивление соответственно от 1 кОм до 0,05 Ом, основная погрешность не более 1,0 %


 

2

Регистратор электронный цифровой (РАД-256)

Диапазоны измерений ± (100 мВ, 1,0 В, 10 В, 100 В)

2

Преобразователь для катодной защиты

Сила постоянного тока 0–20 А, напряжение 96 В

1

Прерыватель (Синтакт WE или

«Парсек»),

50 А. Применяется для поляризации обсадных колонн скважин, расположенных в высокоомных грунтах

1

Электрод медно-сульфатный со вспомогательным электродом (ЭМС-ВЭ)

 


 

1

Временное анодное заземление

Сопротивление растеканию до 10 Ом

1

Контакт магнитный КМ-1

 

2

Провод для поляризации

Медный изолированный сечением не менее 4 мм2

600 м

Провод для измерений потенциалов

Медный изолированный сечением от 1,0 до 1,5 мм2

50 м

Лебедка геофизическая каротажная самоходная

Трехпроводный каротажный трос-кабель, длина кабеля не менее глубины скважины. Работает в комплекте с геофизической лабораторией


 

1

Лаборатория геофизическая самоходная

Работает в комплекте с каротажной лебедкой

1

Скважинный контактный зонд

Размер зонда должен соответствовать внутреннему диаметру эксплуатационной колонны

2

Рулетка геодезическая 50 м (Fisco Tools Limited, ЗАО «Спринт-РИМ»)

Применяется для разбивки обследуемого участка трубопровода


 

1

Приложение Е

(справочное)


 

Технология измерений при определении интегрального сопротивления защитного покрытия трубопровода

Е.1 Для реализации принципа определения интегрального сопротивления ЗП трубопровода основным требованием является знание силы тока, натекшего из грунта через ЗП трубопровода и через сквозные дефекты в ЗП. Сила тока источника поляризации равна натекшему из грунта на трубопровод току в одном единственном случае – когда трубопровод не имеет электрического контакта с заземляющими устройствами или непосредственно с землей ни при каких условиях (непосредственного контакта или контакта через другие коммуникации при наличии технологической связи с последними). Во всех остальных ситуациях ток источника всегда больше, чем стекающий с контролируемого трубопровода, и его использование для вычислений сопротивления ЗП приводит к резко заниженным результатам.

Е.2 Изолировать трубопровод от других сооружений не всегда возможно. Поэтому требуется принять меры к косвенному определению силы измерительного тока в трубопровод. Метод измерения силы тока в трубопровод в случае его присоединения к металлоконструкциям промплощадки приведен на рисунке Е.1.

Е.3 По указанному на рисунке Е.2 методу сила тока на участке АБ равна падению на-

пряжения, измеренному милливольтметром pV1, деленному на продольное электрическое сопротивление участка. Продольное электрическое сопротивление участка получают либо расчетом по размерам труб и марке стали, либо прямыми измерениями.

Метод измерения силы тока в трубопроводе в случае его присоединения к металлоконструкциям промплощадки и к обсадным колоннам скважины приведен на рисунке Е.2.

Е.4 Силу измерительного тока получают как разность токов, измеренных на трубопроводе в районе промплощадки и в районе подключения к обсадным колоннам скважины.

Е.5 В качестве измерительного АЗ при проведении измерения интегрального сопротивления изоляции отключенного от всех заземленных объектов трубопровода могут быть использованы любые сооружения, позволяющие передать постоянный ток в грунт (заземляющие устройства, другие подземные трубопроводы, обсадные колонны скважин и пр.), за исключением особых контуров заземления объектов связи. Для заземленных трубопроводов должны быть использованы временные АЗ, в том числе обособленные скважины, не присоединенные к технологической системе трубопроводов СПХГ.


 


 

image

pV1 – милливольтметр, pA – амперметр, pV – вольтметр, ИП – источник питания постоянного тока регулируемый,

ЭС – электрод сравнения,  – знак положительной полярности;

АБ – участок трубопровода, предназначенный для измерения силы тока, ВАЗ – временное АЗ

Рисунок E.1 – Метод измерения силы тока в трубопроводе по падению напряжения

на участке трубопровода (трубопровод присоединен к металлоконструкциям промплощадки)


 


 

image

pV2 – милливольтметр, pA – амперметр, pV – вольтметр, ИП – источник питания постоянного тока регулируемый,

ЭС – электрод сравнения,  – знак положительной полярности,

ВГ – примыкающий к скважине участок трубопровода, предназначенный для измерения силы тока

Рисунок Е.2 – Метод измерения силы тока в трубопроводе по падению напряжения

на участке трубопровода (трубопровод присоединен к металлоконструкциям промплощадки и к обсадным колоннам скважины)

Приложение Ж

(справочное)


 

Измерения при определении интегрального сопротивления изоляционного покрытия в условиях нестационарных блуждающих токов

Ж.1 Измерения тока поляризации и смещения потенциала проводят цифровыми регистраторами в период суток наиболее спокойный от воздействия блуждающих токов.

Поляризацию трубопровода осуществляют непрерывно в течение трех часов, а затем включают прерывание тока с частотой прерывания от 15 до 30 с. Скважность импульсов тока = 0,8. (Скважность – это отношение длительности тока к длительности периода поляризации.) По формуле (Ж.1) вычисляют среднее значение потенциалов при включенном источ-

нике тока поляризации U(), а по формуле (Ж.2) – среднее значение потенциалов при выключенном источнике тока поляризации U(0) (см. рисунок Ж.1), за любые прерываний тока, следующих после длительной поляризации. При этом каждая пара результатов измерения U()i и

U(0)должна принадлежать одному периоду поляризации с прерыванием тока (измерения про-

изводятся перед и после каждого прерывания).


 


 

U ср


 

U ср

image

( U ()i ,

n


 

image

(0)  U (0)i ,

n


 

(Ж.1)


 

(Ж.2)


 

где – количество прерываний тока.

Среднее смещение потенциала определяют по формуле


 

image

Uср() – Uср(0). (Ж.3)


 

Рисунок Ж.1 – Диаграмма изменения потенциалов на трубопроводе, находящемся под действием блуждающих токов и катодной поляризации

Сила измерительного тока при контроле состояния ЗП трубопровода, находящегося в зоне действия блуждающих токов, определяется из формулы:


 

Ж.2 Документирование результатов

Iб QI. (Ж.4)

По результатам измерения электрического сопротивления ЗП трубопровода должен быть оформлен Акт определения интегрального сопротивления изоляционного покрытия трубопровода по форме, установленной в приложении Г. К акту должны быть приложены следующие документы:

  • исполнительная схема проведения измерений с указанием координат точки дренажа поляризующего тока и места расположения временного АЗ;

  • тип, номер, класс точности и сведения о поверке оборудования и приборов, применяемых при измерениях;

  • протокол результатов измерения и расчета сопротивления изоляции.

Акт оформляется в двух экземплярах, которые хранятся у непосредственного исполнителя, выполнившего измерения в процессе обследования и ответственного за эксплуатацию обследованного объекта.

Приложение И

(справочное)


 

Измерения электрического сопротивления защитного покрытия трубопровода


 

И.1 Оборудование, приборы и материалы

В качестве источника поляризующего тока должны быть использованы либо аккумуляторная батарея напряжением 12 или 24 В, либо стабилизированный источник питания постоянного тока.

В цепь любого источника тока должен быть включен регулировочный резистор для плавной регулировки поляризующего тока и снижения зависимости поляризующего тока от времени поляризации.

Измерение потенциалов должно производиться вольтметром с величиной входного сопротивления не менее 10 МОм. Электрод сравнения должен располагаться на земле с отклонением от вертикали, проходящей через ось трубопровода не более чем на ± 0,2 м. Если верхний слой земли находится в мерзлом состоянии, то место установки электрода сравнения увлажняют солевым раствором.

При расположении ПХГ в зоне действия блуждающих токов для измерения разности потенциалов при катодной поляризации должны применяться приборы, позволяющие регистрировать данные с частотой измерения не реже раз в 5–10 с, на протяжении не менее 24 ч.

И.2 Методика определения электрического сопротивления ЗП на участке трубопровода, законченного строительством (метод катодной поляризации)

Контролируемый участок трубопровода не должен иметь контакта неизолированной поверхности трубы с грунтом, электрических и технологических перемычек с другими сооружениями, за исключением особых случаев, регламентированных НД.

Измерение сопротивления ЗП, законченного строительством, реконструкцией или капитальным ремонтом трубопровода методом катодной поляризации, осуществляют не раньше, чем произошло естественное уплотнение грунта после засыпки траншеи. Если трубопровод находится под катодной (в том числе временной) защитой, то измерения проводят не менее чем через трое суток после выключения катодной защиты, отключения трубопровода от других сооружений.

Электрическое сопротивление ЗП определяется (рассчитывается) по силе тока поляризации трубопровода и смещению потенциала на конце трубопровода. Принципиальная схема измерения тока и смещения потенциала трубопровода при определении сопротивления ЗП приведена на рисунке И.1.


 

image

pA – амперметр, pV – вольтметр, ИП – источник питания постоянного тока регулируемый, ЭС – электрод сравнения,

 – знак положительной полярности

1 – контуры ЗЗ промышленной площадки, 2 – соединительный провод,

3 – трубопровод, на котором определяется электрическое сопротивление ЗП, 4 – скважина

Рисунок И.1 – Принципиальная схема измерения силы тока и смещения потенциала трубопровода при определении электрического сопротивления ЗП

(трубопровод отсоединен от других сооружений)


 

При измерении источник постоянного тока должен быть выключен.

Включают источник постоянного тока и устанавливают силу тока I, А, вычисленную по формулам:

  • для участков трубопроводов длиной, равной или более 4 км, по формуле


     

    image

     U тз shL;

    z


     

    (И.1)


     

  • для участков трубопроводов длиной менее 4 км по формуле

тз

 

DLU

image

 ,

Rиз  Rр


 

(И.2)


 

где – длина участка трубопровода, м;

Uтз – смещение потенциала с омической составляющей (наложенная разность потенциалов «труба-земля») в конце участка, В, вычисляемое по формуле


 

 U

 Rр 

1 ,


 

(И.3)

image

тз н  

 Rиз 


 

где Uн – нормированное смещение потенциала в конце участка, равное 0,4 В при  4 км и 0,7 В при < 4 км;

Rиз – требуемое сопротивление изоляции, Ом·м, определяемое по ГОСТ Р 51164 (таблица 1);

Rр – сопротивление растеканию трубопровода, Ом·м2, вычисляемое по формуле

image

 г D  ln

р 2

image

0,4Rр ,

D2 HRт

(И.4)


 

где – диаметр трубопровода, м;

– глубина залегания трубопровода, м;

Rт – продольное сопротивление трубопровода, Ом/м;

г – среднее удельное электрическое сопротивление грунта, Ом·м, вычисляемое по формуле

L2

image

г    ,

(И.5)

 

i

 

L

image

 

  

 i 1 гi 


 

где Li – длина i-го участка с удельным электрическим сопротивлением гi, Ом·м, м;

– количество участков с удельным электрическим сопротивлением гi;

– характеристическое сопротивление трубопровода, Ом, вычисляемое по формуле


 

image

 Rт(Rиз  Rр )(D),

(И.6)


 

где  – постоянная распространения тока, 1/м, вычисляемая по формуле


 

image

 DRт .

Rиз  Rр


 

(И.7)


 

Продольное сопротивление трубопровода Rт, Ом/м, имеющего стандартные размеры в практике строительства магистральных трубопроводов, вычисляют по формуле


 

image

 

Rт  т ,

(И.8)

( )


 

где т – удельное сопротивление трубной стали, Ом·м;

 – толщина стенки трубопровода, м.

Через 3 ч после включения источника тока измеряют разность потенциалов «трубаземля» в конце участка.

Смещение потенциала Uтз1, В, вычисляют по формуле


 

U тз1  тз1 е,

(И.9)


 

где Uтз1 – измеренный потенциал (после включения источника постоянного тока), В; Uе – естественный потенциал (до включения источника постоянного тока), В. Смещение потенциала Uтз1 должно быть не менее нормированного смещения Uн.

Сила поляризующего тока в зависимости от длины контролируемого участка определяется по номограммам Инструкции [17], построенным для каждого типа ЗП и стандартных диаметров трубопроводов. Допускается проведение коррекции смещения потенциала в случае отклонения реальной силы тока от нормированной. В этом случае состояние покрытия оценивают не по измеренному смещению разности потенциалов, а по величине смещения, рассчитываемому по формуле

U тз  тз

image

Iи ,


 

(И.10)

I


 

где Uтз – смещение разности потенциалов «труба-земля», определяемое по формуле (И.9), В;

Iи – измеренная сила тока в цепи поляризующего источника, А.

И.3 Методика определения состояния ЗП на участках трубопровода при эксплуатации

Измеряют потенциал трубопровода Uе при выключенных УКЗ (естественную разность потенциалов «труба-земля») по всей длине трубопровода.

Включают УКЗ и не ранее чем через 3 ч поляризации измеряют силу тока установки и

потенциал Uтз1 во всех КИП зоны действия этой УКЗ.

После окончания испытаний все отключенные УКЗ включают и устанавливают требуемые защитные токи.

Сопротивление изоляции Rиз, Ом·м2, на контролируемом участке трубопровода вычис-

ляют по формуле


 

image

Rиз 


 

image

U  ,

р

(И.11)

где U

– среднее значение смещения потенциала на длине зоны действия одной установки

катодной защиты, В, которое вычисляют по формуле


 

L2

image

 ,

2

Li

 

 

image

  


 

(И.12)

1

U 

 

где – длина, определяемая расстоянием между минимальными защитными значениями потенциалов по обе стороны от места установки катодной защиты, м;

Li – длина i-го участка (половина расстояния между соседними с данным КИП), м, с потенциалом U, В, рассчитываемым по формуле


 

Ui Uтзi – Uе, (И.13)

где Uтзi – потенциал на i-м участке, измеренный после включения УКЗ, В;

Uе – естественная разность потенциалов на i-м участке, В;

– количество КИП на трубопроводе;

– плотность тока, А/м, вычисляемая по формуле


 

image

 ,

DL


 

(И.14)


 

где – сила тока установки катодной защиты, А;

– диаметр трубопровода, м.

Сопротивление изоляции трубопровода RизL, Ом·м2, вычисляют по формуле


 


 

RизL 

L2

image

,

2

 

image

  


 

(И.15)

 Rизi 


 

где – число УКЗ на участке трубопровода длиной, м.

И.4 Оформление результатов контроля

Запись результатов измерений проводят по форме приложения Г.

Приложение К

(справочное)


 

Коррозионное обследование скважин


 

К.1 Параметры контроля при коррозионном обследовании обсадных колонн скважин Параметры, прямо или косвенно характеризующие коррозионное состояние:

  • межколонное давление и межколонный расход газа по скважине (величины, контролируемые при эксплуатации) – характеризует разгерметизацию обсадной колонны, возможно вследствие коррозии;

  • температура задавливающего раствора по глубине скважины (скачкообразное изменение температуры характеризует разгерметизацию обсадной колонны, возможно вследствие коррозии);

  • уменьшение толщины стенки эксплуатационной колонны (возможно вследствие внутренней либо наружной коррозии);

  • качество цементирования эксплуатационной колонны (плохое качество цементирования делает возможным смену электролита на незацементированном участке колонны, тем самым повышается опасность коррозии);

  • различное направление тока на отдельных участках обсадной колонны (характеризует наличие анодных зон по длине обсадной колонны).

К.2 Информацию о межколонном давлении и межколонном расходе газа по скважине получают из эксплуатационной информации.

К.3 Температуру задавливающего раствора по глубине скважины получают на основе внутрискважинной термометрии высокоточными геофизическими скважинными термометрами. Пример изменения температуры задавливающего раствора, характеризующий разгерметизацию обсадной колонны, приведен на рисунке К.1.

К.4 Утонение стенки обсадной колонны определяют путем измерения толщины стенки обсадной трубы внутрискважинными приборами и сравнения полученных результатов с результатами базового измерения, либо по стандартным изготовительным размерам толщин трубы с учетом предельных минусовых отклонений этих размеров. Сравнения толщин обсадных колонн трубы производится на одних и тех же глубинах обследуемых скважин.

Для измерения толщины могут быть применены акустические и ультразвуковые приборы, магнитные толщиномеры и интроскопы. Для индикации внутренних локальных дефектов могут быть применены скважинные трубные профилометры и микрокаверномеры. Рекомендуется проводить последующую после базовой толщинометрию обсадных колонн одной и


 

image

Рисунок К.1 – Пример изменения температуры задавливающего раствора, характеризующий разгерметизацию обсадной колонны


 

той же скважины приборами одного и того же типа, либо обладающими более высокой точностью (меньшей погрешностью), по сравнению с предыдущим примененным скважинным прибором.

Идентификацию принадлежности утонения стенки обсадной трубы по внутренней или наружной поверхности производят путем сравнении результатов, полученных профилометром, с результатами толщинометрии.

К.5 Качество цементирования эксплуатационной колонны определяют по результатам газодинамических исследований скважин по окончании цементирования. Водная вытяжка из цементного камня имеет высокий водородный показатель (щелочная среда). В щелочной среде скорость коррозии незначительна, однако в непосредственном контакте металла обсадной трубы с высоко агрессивной породой на глубине может привести к повышенной скорости коррозии. К.6 Определение направления тока на отдельных участках обсадной колонны осущест-

вляется по падению напряжения.

Для измерения падения напряжения используют два внутрискважинных зонда, расположенных друг от друга на расстоянии не менее двух с половиной длин обсадной трубы. Размер зонда должен соответствовать диаметру трубы обсадной колонны. Зонд предназначен для создания надежного металлического контакта между измерительным проводом (геофизическим каротажным кабелем) и внутренней поверхностью обсадной колонны.

Измеряют разность потенциалов между зондами в момент стабилизации показаний измерительного прибора после остановки подъема. Шаг измерений должен быть не более мощности конкретного пласта геологического разреза и не менее расстояния между зондами.

Направление тока в трубе определяют по полярности падения напряжения на обсадной колонне. Анодная коррозионная зона идентифицируется по точке, куда направлен ток с различных смежных участков колонны.

Электрическая схема измерения падения напряжения приведена на рисунке К.2.

К.7 Параметры, характеризующие защищенность от коррозии обсадной эксплуатационной колонны:

  • величина потенциала устья относительно поверхности земли;

  • неизменность направления тока (от забоя к устью скважины) по длине обсадной колонны при катодной защите.

В настоящее время ЭХЗ наружной поверхности обсадных колонн от коррозии осуществляется попутно с защитой, присоединенной к скважине трубопровода. При этом защитный потенциал на устье устанавливается в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51164. Для обсадных колонн скважин, промысловых трубопроводов и кожухов на переходах в грунтах средней и низкой коррозионной агрессивности согласно ГОСТ 9.602 допускается минимальный поляризационный защитный потенциал более положительный, чем минус 0,85 В (с омической составляющей минус 0,90 В), при условии обеспечения нормативного срока их службы, что должно быть подтверждено технико-экономическим обоснованием в соответствии с НД и заключением специализированной организации.

image

image

image

При осуществлении индивидуальной защиты, когда между скважиной и трубопроводом имеются ВЭИ (ИФС), защитный потенциал на устье скважины должен быть не положительнее потенциала, соответствующего точке перегиба поляризационной кривой, построенной в координатах «логарифм плотности тока, потенциал на устье». Пример поляризационной кривой приведен на рисунке К.3.

image

А – положение зондов 1, показание милливольтметра

image

в положении зондов 1; Б – положение зондов 2, показание микровольтметра в положении зондов 2;

В – анодная зона; pV – микровольтметр

 – направление силы тока в обсадной колонне;

 – полярность клемм и показаний микровольтметра

1 – направление, 2 – кондуктор, 3 – техническая колонна, 4 – эксплуатационная колонна, 5 – зонд,

6 – каротажный кабель

Рисунок К.2 – Электрическая схема измерения падения напряжения по длине обсадной колонны

Данные для построения поляризационной кривой получают путем поляризации одновременно всех обсадных колонн скважины, от которых отсоединены трубопроводы. Поляризацию осуществляют от временной УКЗ или от ближайшей инвентарной УКЗ, если для этого имеется техническая возможность. Схема поляризации скважины приведена на рисунке К.4.


 

image image

image

image

image

Рисунок К.3 – Поляризационная кривая обсадных колонн скважины


 

image

image

image

image

image

pA – амперметр, pV – вольтметр,  – знак положительной полярности

1 – изолирующая вставка (изолирующий фланец), 2 – трубопровод, 3 – колонная арматура,

4 – поверхность земли, 5 – колонны скважины, 6 – электрод сравнения, 7 – соединительный провод (измерительный), 8 – временное анодное заземление, 9 – соединительный провод (силовой),

10 – источник питания постоянного тока регулируемый

Рисунок К.4 – Схема катодной поляризации обсадных колонн скважины

Токовые режимы поляризации (с отклонением ±10 %) должны соответствовать ряду, приведенному в таблице К.1. Предельные режимы поляризации необязательны в случае идентификации явного перегиба кривой на предыдущих токовых режимах.

Длительность поляризации на каждом токе определяется от момента включения соответствующего тока до скорости изменения смещения потенциала менее 0,1 мВ/мин. При быстром (до истечения 1 ч) достижении указанной скорости минимальная длительность поляризации должна быть не менее 1 ч.

Поляризацию обсадных колонн скважин рекомендуется проводить, совмещая с измерениями падения напряжения по всей протяженности колонны на последнем токовом режиме. Измерения проводятся с целью убедиться в отсутствии анодных зон и расчета плотности тока защиты по длине колонны. Показания микровольтметра в этих случаях имеет одну и ту же полярность, как показано на рисунке К.5.

Определение направления тока на отдельных участках обсадной колонны осуществляется по методике, изложенной в К.6.


 

Сила тока I, А

0

0,5

1,0

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

15,0

20,0

 

Таблица К.1 – Токовые режимы поляризации обсадных колонн скважин ПХГ для определения минимального защитного потенциала


 

image image


 

image image


 

А – малый ток поляризации, либо большая глубина, либо измерения в области технической колонны и кондуктора, Б – большой ток поляризации, либо верхняя часть эксплуатационной колонны,

не закрытая технической колонной и кондуктором

Рисунок К.5 – Показания микровольтметра при измерении падения напряжения обсадной колонны, находящейся под током поляризации

Приложение Л

(справочное)


 

Проверка работоспособности долговременного неполяризующегося электрода сравнения длительного действия с вспомогательным электродом

Л.1 Проверку работоспособности неполяризующегося электрода сравнения длительного действия проводят при помощи приборов измерителей сопротивлений. Измерение проводят по двухэлектродной схеме между контрольным выводом с трубопровода и выводом с электрода сравнения, и между контрольным выводом с трубопровода и выводом с вспомогательного электрода. Измеренное значение сопротивления должно находиться в диапазоне от 100 Ом до 15 кОм. Схема проверки приведена на рисунке Л.1.


 

image


 

image image


 

ЭС – электрод сравнения; ВЭ – вспомогательный электрод; КВ – контрольный вывод

Рисунок Л.1 – Схема проверки долговременного электрода сравнения

Приложение М

(справочное)


 

Методика измерения удельного электрического сопротивления грунта


 

М.1 Удельное электрическое сопротивление грунта измеряют непосредственно на трассе подземного трубопровода по четырехэлектродной схеме, приведенной на рисунке М.1.

Электроды размещают на поверхности земли на одной прямой линии, совпадающей с осью трассы для проектируемого сооружения, а для сооружения, уложенного в землю, – на линии, проходящей перпендикулярно или параллельно на расстоянии в пределах от 2 до 4 м от оси сооружения.

Глубина забивания электродов в грунт должна быть не более 1/20 расстояния между электродами.

М.2 Обработка результатов измерения

Удельное электрическое сопротивление грунта г, Ом·м, вычисляют по формуле

г = 2Rпа, (М.1)

где Rп – сопротивление грунта, измеренное прибором, Ом;

а – расстояние между электродами, приблизительно равное глубине прокладки трубопровода, м.

Шаг измерений выбирают согласно СТО 2-2.3-310


 


 

image


 

1 – электроды; 2 – измеритель сопротивления

Рисунок М.1 – Схема измерения удельного электрического сопротивления грунта

Приложение Н

(справочное)


 

Методика измерения, основанная на постоянном токе


 

Н.1 Данные измерения подразделяются на три основные группы:

  • метод выносного электрода;

  • метод градиентов напряжения постоянного тока;

  • метод интенсивных измерений.

Н.2 Методика измерения методом выносного электрода потенциалов «труба-земля» Измерения разности потенциалов «труба-земля» производят на участке трубопровода,

который находится между КИП и где отсутствуют блуждающие токи источников постоянного тока. Вольтметр подключают к трубопроводу через клеммник КИП и электроду сравнения, как показано на рисунке Н.1. Электрод сравнения перемещают вдоль обследуемого участка над осью трубопровода. Интервал между соседними точками измерений не более 10 м. Особое внимание при обследовании уделяется участкам между КИП со значениями величины защитного потенциала на КИП, близкими к минимальным нормируемым (по абсолютной величине) и имеющим повреждения изоляционного покрытия трубопровода. На таких участках измерения разностей потенциалов «труба-земля» выполняются с частотой замеров через каждые 2 м. Замеры производятся при помощи медносульфатных электродов сравнения, катушки с проводом 1,01,5 мм длиной 500 м и мультиметром с входным сопротивлением не менее 10 МОм.

Н.3 Метод градиентов напряжения постоянного тока Данный метод имеет две модификации:

  • измерение продольного градиента;

  • измерение поперечного градиента.


 


 

image


 

1 – трубопровод, 2 – контрольно-измерительный пункт (КИП), 3 – вольтметр, 4 – перемещаемый электрод сравнения

Рисунок Н.1 – Схема измерения разности потенциалов «труба-земля»

методом выносного электрода

При использовании метода градиентов постоянного тока применяют два медносульфатных электрода сравнения, катушку с проводом 1,01,5 мм длиной 500 м и мультиметр с входным сопротивлением не менее 10 МОм. Электроды сравнения должны быть идентичными (иметь одинаковый собственный потенциал), использовать электроды с разностью потенциалов более 5 мВ запрещается. Схема измерения продольного градиента представлена на рисунке Н.2.

Роль источника тока играет УКЗ, поэтому нет необходимости подключать дополнительный источник тока. В случае отсутствия действующей ЭХЗ обследуемого объекта необходимо использовать ОУКЗ с временным АЗ, которое располагают не менее чем 100 м от трубопровода, по возможности в месте с наименьшим удельным электрическим сопротивлением грунта.

Полярность соединения мультиметра с электродами сравнения: первый электрод в сторону перемещения подсоединяют к плюсовой клемме прибора, а последний – к минусовой.

Расстояние между электродами сравнения должно быть от 5 до 10 м, шаг измерения не более 5 м.

Место расположения дефекта определяется координатой трассы трубопровода, в которой величина градиента напряжения равна нулю, а по обе стороны этой координаты имеются экстремумы разного знака. Чем больше по абсолютной величине градиент напряжения в экстремуме, тем больше площадь повреждения в ЗП.

Для уточнения местоположения дефекта в ЗП необходимо перейти на схему измерения поперечного градиента напряжения постоянного тока, приведенную на рисунке Н.3

Расстояние между электродами сравнения должно быть не менее 5 м, шаг измерения не должен превышать 5 м.

Полярность соединения мультиметра с электродами сравнения: электрод сравнения, перемещаемый над осью трубопровода, подсоединяется к минусовой клемме прибора, а боковой электрод сравнения – к плюсовой клемме.


 

image


 

1 – трубопровод, 2 – контрольно-измерительный пункт (КИП), 3 – источник постоянного тока, 4 – вольтметр, 5 – электрод сравнения, 6 – анодное заземление

Рисунок Н.2 – Схема измерения продольного градиента напряжения постоянного тока


 

image


 

1 – трубопровод, 2 – контрольно-измерительный пункт (КИП), 3 – источник постоянного тока, 4 – вольтметр, 5 – электрод сравнения, 6 – анодное заземление

Рисунок Н.3 – Схема измерения поперечных градиентов напряжения постоянного тока


 

При появлении вероятности дефекта в ЗП проводят измерения с обеих сторон трубопровода, при этом шаг измерений уменьшают до 1 м.

Н.3 Метод интенсивных измерений

Интенсивные измерения могут проводиться по следующим схемам:

  • двухэлектродный метод;

  • трехэлектродный метод.

Суть метода сводится к измерениям потенциалов включения, потенциалов отключения и их градиентов при фиксированных режимах работы УКЗ, влияющих на защиту обследуемого участка трубопровода, и последующим алгебраическим манипуляциям с результатами этих измерений.

Измерения выполняют с шагом от 2 до 5 м, в каждой точке измеряют величины, указанные выше. Полученные результаты заводят в память мобильных приборов сбора данных.

Интенсивные измерения неэффективны на участках, подверженных влиянию блуждающих токов источников постоянного тока, и позволяют локализовать единичные сквозные дефекты на фоне качественного ЗП и оценить защищенность трубопровода в этих местах. Поэтому корректная область применения данного метода – это трубопроводы с ЗП, построенные с учетом требований ГОСТ Р 51164.

При использовании интенсивных измерений применяют следующую аппаратуру:

  • прибор мобильного сбора данных;

  • трассоискатель:

  • медносульфатные электроды сравнения;

  • катушка с гибким проводом 1,01,5 мм;

  • дальномер или геодезическая рулетка.

Электроды сравнения должны быть идентичными: иметь одинаковый собственный потенциал, использовать электроды с разностью потенциалов более 5 мВ запрещается.

Двухэлектродный метод

При двухэлектродном методе производят следующие синхронные измерения:

  • разность потенциалов «труба-земля»;

  • падение напряжения в грунте (между двумя электродами сравнения, установленными: один над осью трубопровода, второй – на расстоянии 5–10 м от первого, перпендикулярно оси трубопровода).

Для лучшего сравнения значений градиентов напряжения измерения необходимо проводить по возможности на постоянном расстоянии. Шаг измерений равен 5 м. В том случае, когда результаты измерений указывают на возможность дефекта в изоляции, шаг измерений уменьшают до 1 м. Схема интенсивных измерения по двухэлектродной схеме представлена на рисунке Н.4.

Трехэлектродный метод

Трехэлектродный метод – это расширенный двухэлектродный метод. Отличие состоит в измерении двух значений градиента напряжения симметрично с обеих сторон оси трубопровода, помимо измерений разности потенциалов «труба-земля». Оптимальное расстояние между электродами, исходя из местных условий, определяется экспериментально в интервале от 5 до 10 м. Шаг последовательных измерений – 5 м, на участках с возможным дефектом в ЗП шаг измерений уменьшают до 1 м.

Последовательные трехэлектродные измерения полезны при работе на многониточном коридоре для выборочных измерений боковых градиентов. Благодаря одновременному измерению потенциала и обоих градиентов напряжения слева и справа от оси трубопровода становится возможным определение принадлежности выявленного градиента напряжений.


 

image


 

1 – трубопровод, 2 – контрольно-измерительный пункт (КИП), 3 – вольтметр, 4 – милливольтметр, 5 – электроды сравнения

Рисунок Н.4 – Интенсивные измерения по двухэлектродной схеме

Схема интенсивных измерения по трехэлектродной схеме представлена на рисунке Н.5.


 

image


 

1 – трубопровод, 2 – контрольно-измерительный пункт (КИП), 3 – вольтметр, 4 – милливольтметр, 5 – электроды сравнения

Рисунок Н.5 – Интенсивные измерения по трехэлектродной схеме

Приложение П

(справочное)


 

Метод градиента напряжения переменного тока


 

П.1 Метод с использованием переменного тока (метод Пирсона) дает возможность существенно снизить погрешность измерений за счет исключения погрешности, вызываемой неидентичностью электродов сравнения. Этот метод не чувствителен к теллурическим токам и блуждающим токам источников постоянного тока (электрифицированные железные дороги, средства ЭХЗ соседних сооружений, сварочные аппараты и др.).

П.2 При реализации метода Пирсона применяют два стальных электрода, специальный генератор и приемник ИПИ.

Приемник ИПИ работает, в зависимости от обстановки, в двух режимах: непосредственно от УКЗ (частота 100 Гц) и от генератора переменного тока заданной частоты (как правило, звуковой).

Разность потенциалов на поверхности земли измеряют двумя стальными электродами, разнесенными друг от друга на 1,0–1,5, м, и регистрируют прибором. Наличие в ИПИ стрелочного или цифрового индикаторов позволяет производить объективную сравнительную оценку размеров обнаруженных дефектов. При приближении к месту дефекта в ЗП амплитуда сигнала возрастает и достигает максимума, когда электрод находится над дефектом. При удалении от повреждения уровень сигнала снижается. Схема измерения градиента напряжения переменного тока представлена на рисунке П.1.


 

image


 

1 – трубопровод, 2 – контрольно-измерительный пункт (КИП), 3 – генератор переменного тока, 4 – приемное (измерительное) устройство, 5 – щупы (антенна), 6 – рабочее заземление генератора Рисунок П.1 – Схема измерения поперечного градиента напряжения переменного тока

Приложение Р

(справочное)


 

Методика измерения поляризационного потенциала

Р.1 Поляризационные потенциалы Uп на подземных стальных трубопроводах измеряют с помощью датчиков потенциала на специально оборудованных стационарных контрольноизмерительных пунктах при помощи стационарного медно-сульфатного электрода сравнения длительного действия и датчика поляризационного потенциала.

Р.2 Проведение измерений

Измерения потенциала производятся приборами любого типа со встроенным прерывателем тока поляризации датчика, измерительные провода присоединяют в соответствии с инструкцией по эксплуатации прибора.

Датчик потенциала постоянно замкнут на трубу перемычкой, перед измерениями эту перемычку размыкают. Если перемычка в КИП была установлена, то после ее удаления и подсоединения проводников к прибору через 1–2 мин измеряют поляризационный потенциал с интервалом от 20 до 30 с в соответствии с инструкцией по эксплуатации используемого прибора. Число измерений составляет не менее трех при отсутствии блуждающих токов и не менее 10 – при их наличии.

Если перемычки в контрольно-измерительном пункте не было, то указанные измерения поляризационного потенциала начинают не менее чем через 10 мин.

Р.3 Обработка результатов измерений

По результатам измерений вычисляют среднеарифметическое значение поляризационного потенциала Uп по формуле

n

image

n

 

п  i,

1


 

где Ui – измеренное значение поляризационного потенциала, В;

– число измерений.

(Р.1)

Схема измерения поляризационного потенциала представлена на рисунке Р.1.


 


 

image

1 – трубопровод; 2 – контрольные проводники; 3 – прибор со встроенным прерывателем тока поляризации датчика с клеммами для подключения: К – трубопровода, ВЭ – датчика потенциала, ЭС – электрода сравнения; 4 – контрольно-измерительный пункт; 5 – стационарный медносульфатный электрод сравнения; 6 – датчик потенциала