ПНСТ 579-2021 Нефтяная и газовая промышленность. Системы подводной добычи. Катодная защита подводных трубопроводов с помощью гальванических анодов. Методические указания

        ПНСТ 579-2021

ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Нефтяная и газовая промышленность

СИСТЕМЫ ПОДВОДНОЙ ДОБЫЧИ

Катодная защита подводных трубопроводов с помощью гальванических анодов.

Методические указания

Petroleum and natural gas industry. Subsea production systems. Cathodic protection of subsea pipelines using galvanic anodes. Methodology guide

ОКС 75.020

Срок действия с 2022-04-01

до 2025-04-01

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью "Газпром 335" (ООО "Газпром 335")

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 023 "Нефтяная и газовая промышленность"

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 8 декабря 2021 г. N 54-пнст

Правила применения настоящего стандарта и проведения его мониторинга установлены в ГОСТ Р 1.16-2011 (разделы 5 и 6).

Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии собирает сведения о практическом применении настоящего стандарта. Данные сведения, а также замечания и предложения по содержанию стандарта можно направить не позднее чем за 4 мес до истечения срока его действия разработчику настоящего стандарта по адресу: [email protected] и/или в Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии по адресу: 123112 Москва, Пресненская набережная, д.10, стр.2.

В случае отмены настоящего стандарта соответствующая информация будет опубликована в ежемесячном информационном указателе "Национальные стандарты" и также будет размещена на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.rst.gov.ru)

Введение

Создание и развитие отечественных технологий и техники для освоения шельфовых нефтегазовых месторождений должно быть обеспечено современными стандартами, устанавливающими требования к проектированию, строительству и эксплуатации систем подводной добычи. Для решения данной задачи Министерством промышленности и торговли Российской Федерации и Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии реализуется Программа по обеспечению нормативной документацией создания отечественной системы подводной добычи для освоения морских нефтегазовых месторождений. В объеме работ программы предусмотрена разработка национальных стандартов и предварительных национальных стандартов, областью применения которых являются системы подводной добычи углеводородов.

Целью разработки настоящего предварительного национального стандарта является предоставление методических указаний по расчету параметров систем электрохимической защиты от коррозии морских трубопроводов систем подводной добычи углеводородов.

1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт определяет основные принципы расчета параметров катодной защиты от коррозии морских трубопроводов системы подводной добычи с помощью протекторов из сплавов на основе алюминия или цинка.

1.2 Положения настоящего стандарта распространяются на участки подводных трубопроводов и морских райзеров, расположенные ниже зоны периодического смачивания.

1.3 При проектировании, строительстве и эксплуатации морских трубопроводов систем подводной добычи под техническим наблюдением Российского морского регистра судоходства в дополнение к требованиям настоящего стандарта следует руководствоваться положениями [1], [2] и [3].

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 5272 Коррозия металлов. Термины

ГОСТ 26251 (СТ СЭВ 4046-83) Протекторы для защиты от коррозии. Технические условия

ГОСТ Р 58284 Нефтяная и газовая промышленность. Морские промысловые объекты и трубопроводы. Общие требования к защите от коррозии

ГОСТ Р 59304 Нефтяная и газовая промышленность. Системы подводной добычи. Термины и определения

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты" за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ 5272 и ГОСТ Р 59304, а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 протекторная защита (galvanic anode cathodic protection): Разновидность катодной защиты, осуществляемая катодной поляризацией путем соединения с металлом, имеющим более отрицательный потенциал, чем у защищаемого металла.

3.2

4 Обозначения

В настоящем стандарте использованы следующие обозначения:

	Ac	- площадь защищаемой поверхности, м ;
	D	- наружный диаметр трубопровода, м;
	d	- толщина стенки трубопровода, м;
		- расчетное значение потенциала замкнутой цепи протектора, В;
		- минимальный защитный потенциал, В;
		- расчетное значение защитного потенциала для протекторных установок, В;
		- падение напряжения за счет сопротивления электролита, В;
		- падение напряжения за счет сопротивления металла, В;
		- расчетное значение токоотдачи протекторного сплава, А·ч/кг;
		- средний коэффициент разрушения покрытия;
		- коэффициент разрушения покрытия на конец срока эксплуатации;
		- ток протектора в конце срока эксплуатации, А;
		- необходимый ток защиты участка трубопровода, А;
		- необходимый ток защиты участка трубопровода в конце срока эксплуатации, А;
		- плотность защитного тока, А/м ;
		- длина участка трубопровода, м;
	M	- общая масса протекторов, кг;
		- масса единичного протектора, кг;
	N	- количество протекторов, шт.;
		- сопротивление материала трубопровода, Ом;
		- сопротивление протектора в конце срока эксплуатации трубопровода, Ом;
		- удельное сопротивление материала трубопровода, Ом·м;
		- расчетный срок эксплуатации, год;
	и	- коэффициент использования материала протектора.

5 Исходные данные

5.1 При проектировании промысловых морских трубопроводов должны быть определены исходные данные, позволяющие в полном объеме спроектировать эффективную систему электрохимической защиты, рассчитать необходимое количество протекторов и организовать работы по их установке.

5.2 Исходные данные для расчета параметров системы электрохимической защиты должны включать в себя следующее:

- максимально допустимое расстояние между протекторами;

- проектный срок эксплуатации системы подводной добычи;

- условия эксплуатации и монтажа (глубина, температура и соленость морской воды);

- удельное сопротивление морской воды и грунта;

- концентрация сероводорода;

- материал трубопровода;

- применяемые защитные покрытия трубопроводов системы подводной добычи и их технические характеристики;

- технические характеристики трубопроводов системы подводной добычи;

- температурный режим эксплуатации трубопроводов системы подводной добычи;

- сведения о наличии заглубленных в грунт трубопроводов, а также возможности их заиливания;

- сведения (при наличии) о электрохимической защите компонентов оборудования системы подводной добычи (с указанием количества, местоположения и технических характеристик применяемых протекторов), имеющих электрический контакт с трубопроводом.

5.3 Проектирование системы электрохимической защиты трубопроводов системы подводной добычи должно включать в себя следующие поэтапные процедуры:

- общий расчет:

1) расчет величины общего требуемого защитного тока для обеспечения необходимой защиты на протяжении срока эксплуатации;

2) расчет величины защитного тока в конце срока эксплуатации системы подводной добычи;

3) расчет общей необходимой массы протекторов;

- детальный расчет:

1) расчет приблизительной массы одного протектора;

2) расчет общего количества протекторов с учетом допустимого (минимального) расстояния между ними при установке на трубопровод;

3) определение (выбор) типоразмера протекторов, исходя из приблизительной массы, возможных поставщиков и производителей;

4) расчет величины защитного тока одного протектора в конце срока эксплуатации системы подводной добычи;

- проверка и корректировка:

1) проверка достижения требуемой величины общего защитного тока с учетом типоразмера и количества протекторов, определенных при детальном расчете;

2) корректировка, при необходимости (если величина защитного тока в конце срока эксплуатации, обеспечиваемая протекторами, менее требуемой), количества протекторов или их типоразмера;

3) окончательный выбор типоразмера протекторов и их количества.

6 Расчет параметров системы катодной защиты

6.1 Расчет необходимого тока защиты

6.1.1 Если условия эксплуатации (температура флюида, заглубление в грунт и т.д.) для разных участков трубопровода отличаются, то для каждого такого участка потребность в необходимом защитном токе рассчитывают по отдельности.

6.1.2 Необходимый ток защиты

, А, рассчитывают по формуле

, (1)

где

- площадь защищаемой поверхности, м

;

- средний коэффициент разрушения покрытия;

- плотность защитного тока, А/м

.

6.1.3 Средний коэффициент разрушения покрытия

рассчитывают по формуле

, (2)

где a и b - константы;

- расчетный срок эксплуатации, год.

6.1.4 Необходимый ток защиты в конце срока эксплуатации

, А, рассчитывают по формуле

, (3)

где

- коэффициент разрушения покрытия на конец срока эксплуатации;

- плотность защитного тока, А/м

.

6.1.5 Коэффициент разрушения покрытия на конец срока эксплуатации

рассчитывают по формуле

, (4)

где a и b - константы;

- расчетный срок эксплуатации, год.

6.1.6 Значения констант a и b определяют, исходя из нормативной документации, установленной в проекте, в соответствии с типом и конструкцией защитного покрытия. В таблице А.1 приведены минимальные значения констант для основных типов защитных покрытий морских трубопроводов.

6.1.7 В проектный срок эксплуатации

следует включать также время, необходимое для монтажа трубопроводов системы подводной добычи в проектное положение.

6.1.8 Значения плотности защитного тока

представлены в таблице 1, см. также [4]*.

Таблица 1 - Значения плотности защитного тока в зависимости от температуры флюида

Условия эксплуатации	Плотность тока, А/м
	Температура флюида, °C
	до 25 включ.	Св. 25 до 50 включ.	Св. 50 до 80 включ.	Св. 80 до 120 включ.	Св. 120
Морская вода	0,050	0,060	0,075	0,100	0,130
Морской грунт	0,020	0,030	0,040	0,060	0,080

6.1.9 Представленные в таблице 1 значения применимы для морских трубопроводов с покрытиями, тип и конструкция которых соответствуют указанным в таблице А.1. Для трубопроводов, защищаемых другими системами покрытий, следует применять значения расчетной плотности тока, приведенные в таблице 2.

Таблица 2 - Значения плотности защитного тока в зависимости от глубины и температуры воды на поверхности для трубопроводов с другими системами покрытий

Глубина, м	Плотность тока, А/м
	Температура воды на поверхности, °C
	Св. 20	Св. 12 до 20 включ.	От 7 до 12 включ.	До 7
От 0 до 30 включ.	0,070	0,080	0,100	0,120
От 30 до 100 включ.	0,060	0,070	0,080	0,100
От 100 до 300 включ.	0,070	0,080	0,090	0,110
Св. 300	0,090	0,100	0,110	0,110
Примечание - Приведены значения плотности тока для оголенной металлической поверхности в морской воде. Для морского грунта следует применять значение плотности тока 0,02 А/м независимо от глубины и температуры воды.

6.1.10 Значения плотности защитного тока для эксплуатации в морском грунте следует назначать в соответствии с [5], и они должны применяться в следующих случаях:

- для трубопроводов, укладываемых в траншеи с последующей засыпкой;

- для трубопроводов, укладываемых на грунт с последующей засыпкой;

- для трубопроводов, укладываемых на грунт, в котором происходит самостоятельное заглубление.

6.2 Выбор протекторов

6.2.1 Общую массу протекторов M, кг, рассчитывают по формуле

, (5)

где

- необходимый ток защиты, А;

- расчетный срок эксплуатации, год;

u - коэффициент использования материала протектора;

- токоотдача протекторного сплава, А·ч/кг.

6.2.2 Для браслетных протекторов коэффициент использования материала протектора u должен иметь значение 0,8. Для протекторов в составе протекторных установок коэффициент использования материала протектора должен быть не менее 0,8.

6.2.3 Коэффициент полезного использования для протекторных сплавов на основе алюминия должен составлять не менее 80%, а для сплавов на основе цинка - не менее 95%.

6.2.4 Расчетные значения токоотдачи протекторного сплава

и потенциала замкнутой цепи протектора

, В, приведены в таблице 3. Значения потенциалов здесь и далее по тексту указаны по хлорсеребряному электроду сравнения.

Таблица 3 - Расчетные значения электрохимических характеристик протекторных сплавов

Протекторный сплав	Температура наружной	Эксплуатация в морской воде		Эксплуатация в морском грунте
	поверхности протектора, °C	, В	, А·ч/кг.	, В	, А·ч/кг
на основе алюминия	до 30 включ.	-1,050	2000	-1,000	1500
	60				680
	80				320
на основе цинка	до 30 включ.	-1,030	780	-0,980	750
	от 30 до 50				580

6.2.5 Температуру наружной поверхности протекторов, установленных на трубопроводах, эксплуатируемых в морской воде, принимают при расчетах равной температуре морской воды.

6.2.6 Температуру наружной поверхности протекторов, установленных на трубопроводах, эксплуатируемых в морском грунте, принимают при расчетах равной температуре флюида или определяют с помощью моделирования процессов теплообмена.

6.2.7 Основу сплава для протекторов выбирают, исходя из требований ГОСТ Р 58284. Химический состав сплава выбирают с учетом ГОСТ 26251 и других нормативно-технических документов, обозначенных в проекте.

6.2.8 Для морских трубопроводов применяют браслетные протекторы, устанавливаемые непосредственно на трубопроводах. Браслетный протектор состоит из двух полубраслетов, представляющих собой отливки полукольцевой формы на стальном арматурном каркасе. Толщина браслетного протектора должна быть не менее 50 мм.

6.2.9 Выбор типоразмера браслетных протекторов осуществляют с учетом:

- общей массы протекторов;

- конструкции протекторов;

- конструкции трубоукладочного судна;

- минимального количества протекторов;

- размеров трубопровода;

- защитного покрытия трубопровода;

- максимально допустимого расстояния между протекторами.

6.2.10 Для трубопроводов с защитным бетонным покрытием должны применяться браслетные протекторы с плоскими торцами. Для трубопроводов без бетонного покрытия торцы браслетных протекторов должны быть конической формы для препятствия смещению положения протектора.

6.2.11 С учетом максимально допустимого расстояния между протекторами 150 м, общее количество протекторов N для защиты участка трубопровода длиной

определяют по формуле (с округлением до целого числа в большую сторону)

. (6)

6.2.12 После определения типоразмера протекторов уточняют их количество, исходя из общей массы протекторов, с помощью формулы

. (7)

где

- масса одного протектора, кг;

M - общая масса протекторов, кг;

N - общее количество протекторов.

6.2.13 Окончательно необходимое количество протекторов, N, определяют, исходя из тока защиты в конце срока службы и тока, который может обеспечить единичный протектор, с помощью неравенства

, (8)

где

- необходимый ток защиты участка трубопровода в конце срока службы, А;

- ток протектора в конце срока службы, А.

6.2.14 Необходимый ток защиты в конце срока службы

, А, определяют по формуле (3).

6.2.15 Ток протектора в конце срока службы

, А, определяют по формуле

, (9)

где

- расчетный потенциал замкнутой цепи протектора, В;

- минимальный защитный потенциал, В;

- сопротивление протектора в конце срока службы, Ом.

6.2.16 Минимальный защитный потенциал для углеродистых и низколегированных сталей согласно ГОСТ Р 58284 должен составлять минус 0,80 В. При концентрации сероводорода в воде и на дне более 0,2 мг/л защитный потенциал должен составлять минус 0,95 В.

6.2.17 Для коррозионно-стойких сталей мартенситного и аустенито-ферритного класса защитный потенциал должен составлять минус 0,60 В и минус 0,50 В соответственно.

6.2.18 Для расчета сопротивления протекторов следует применять фактические значения удельного сопротивления морской воды или морского грунта, соответствующие температуре и солености морской воды в месте установки трубопровода.

6.2.19 Сопротивление браслетного протектора в конце срока службы рассчитывают по формуле

, (10)

где

- удельное сопротивление морской воды или морского грунта, Ом·м;

A

- площадь поверхности протектора, прилегающей к трубопроводу, м

.

6.2.20 Сопротивление протекторов в составе протекторных установок определяют исходя из их типоразмеров в соответствии с указаниями [6].

6.2.21 Если неравенство (8) не выполняется, то количество протекторов увеличивают и/или подбирают протекторы другого типоразмера, повторяя процедуру выбора согласно 6.2.9-6.2.19.

6.3 Допустимое расстояние между протекторами на трубопроводе

6.3.1 Если браслетные протекторы не могут быть расположены на трубопроводе на расстоянии не более 150 м друг от друга, то по согласованию с заказчиком максимально допустимое расстояние L, м, может быть рассчитано по формуле

, (11)

где d - толщина стенки трубопровода, м;

D - наружный диаметр трубопровода, м;

- удельное сопротивление материала трубопровода, Ом·м;

- необходимый ток защиты участка трубопровода в конце срока службы, А;

- плотность защитного тока, А/м

;

- коэффициент разрушения покрытия на конец срока эксплуатации;

- длина защищаемого участка трубопровода, м;

- сопротивление браслетного протектора в конце срока службы, Ом;

- минимальный защитный потенциал, В;

- расчетное значение потенциала замкнутой цепи протектора, В.

Для полученного значения расстояния между протекторами L определяют их минимальное количество (аналогично 6.2.11).

6.3.2 Коэффициент разрушения покрытия на конец срока эксплуатации

определяют по формуле (4).

6.3.3 Значение плотности защитного тока определяют согласно 6.1.8-6.1.9.

6.3.4 Удельное сопротивление материала трубопровода при расчетах принимают равным: 0,2

·10

Ом•м для углеродистых и низколегированных сталей; 0,8

·10

Ом•м для коррозионно-стойких сталей мартенситного класса; 1,0•10

Ом·м для коррозионно-стойких сталей аустенито-ферритного класса.

6.3.5 Значения минимального защитного потенциала

определяют согласно 6.2.16-6.2.17.

6.3.6 Сопротивление браслетного протектора в конце срока службы

определяют согласно 6.2.19.

6.3.7 Расчетный потенциал замкнутой цепи протектора

определяют согласно 6.2.4.

6.3.8 Если защита трубопровода осуществляется протекторными установками, то максимальную длину участка трубопровода, который может быть защищен L, м, рассчитывают по формуле

, (12)

где d - толщина стенки трубопровода, м;

D - наружный диаметр трубопровода, м;

- удельное сопротивление материала трубопровода, Ом•м;

- коэффициент разрушения покрытия на конец срока эксплуатации;

- плотность защитного тока, А/м

;

- минимальный защитный потенциал, В;

- расчетное значение защитного потенциала для протекторных установок, В.

6.3.9 Расчетное значение защитного потенциала для протекторных установок

принимают равным минус 0,95 В. Удельное сопротивление материала трубопровода, минимальный защитный потенциал, коэффициент разрушения покрытия на конец срока эксплуатации и расчетную плотность тока определяют согласно 6.3.2-6.3.7.

Приложение А

(рекомендуемое)

Минимальные значения констант для расчета коэффициентов разрушения покрытия

Минимальные значения констант a и b для расчета коэффициентов разрушения защитных покрытий трубопроводов приведены в таблице А.1.

Таблица А.1 - Значения констант a и b для расчета коэффициентов разрушения защитных покрытий трубопроводов согласно [4]

Библиография