Защита трубопроводов от внутренней коррозии

Основными направлениями борьбы с коррозией внутренней поверхности магистральных трубопроводов является применение различных технологических мероприятий; ингибиторов корро­зии; высокоэффективных и экономичных и защитных покрытий (полимерные, силикатные, металлические, комбинированные); труб из коррозионностойких и неметаллических материалов.

На рис. 15.2 представлена классификация способов защиты трубопроводов от внутренней коррозии. К технологическим методам повышения надежности магистральных трубопроводов относится применение электрохими­ческой защиты (ЭХЗ); регулирование (повышение) производительности и скорости потока перекачиваемой среды; предварительная подготовка и очистка продукции скважин от примесей (механиче­ские, соли, сероводород, углекислый газ, кислород, сульфатвосстанавливающие бактерии (СВБ) и др.), понижение цикличности перекачки, понижение температуры и др.

и

а

Рисунок 15.2 – Классификация способов защиты трубопроводов от внутренней коррозии

 

Другим методом защиты внутренней поверхности магистральных трубопроводов является использование ингибиторов коррозии. Их защитное действие обусловлено воздействием на кинети­ку электрохимических реакций, лежащих в основе коррозионного про­цесса. Механизм защитного действия связан, в первую очередь, с адсорбцией ингибиторов коррозии на границе металл – сре­да, т. е. с образованием на поверхности металлов защитных пленок.

В настоящее время в мире создано и запатентовано несколько тысяч индивидуальных химических соединений и их смесей, при­меняемых в качестве ингибиторов коррозии. В зависимости от ха­рактера среды, в которой протекает коррозия, различают ингиби­торы для жидких сред и атмосферных условий. В свою очередь,ингибиторы для жидких сред разделяют на ингибиторы кислот­ной коррозии, нейтральных растворов и растворов щелочей. По агрегатному состоянию ингибиторы подразделяются на жидкие и твердые, по растворимости – на водорастворимые, углеводородорастворимые, смешанные. При выборе ингибитора в каждом конкретном случае учитывают климатические особеннос­ти данного района и наличие в достаточном количестве растворите­лей. Возможно одновременное применение водоуглеводородорастворимых, а также комбинированных ингибиторов.

К ингибиторам предъявляют следующие требования: раство­римость в углеводородах и способность образовать устойчивую эмульсию или суспензию в водной среде. При этом ингибитор дол­жен обеспечивать защиту внутренних стенок трубопроводов от аг­рессивного воздействия сероводорода и хлористого водорода при относительно высоких температурах.

Ассортимент ингибиторов коррозии как отечественных, так и зарубежных постоянно растет и меняется. Однако наиболее широ­кое применение находят, как показала практика, азот и аминосодержащие соединения. К таким реагентам относятся: СНПХ-6301 «А», «3», «КЗ», СНПХ-6302 «Б», «Амфикор», «Нефтехим», реагенты комп­лексного действия СНПХ-1004, Тинкор-1, Альпан и др.

При высоких температурах большинство высокоэффективных ингибиторов коррозии сохраняют, а в некоторых случаях повышают защитный эффект. Ингибиторы в основном обеспечивают защитный эффект за счет прочной связи своих полярных молекул с поверхно­стью металла, осуществляемой хемосорбционными силами. Основная доля ингибиторов, используемых в настоящее вре­мя для защиты оборудования в нефтяной и газовой промышленнос­ти, представлена органическими азотсодержащими соединениями с длинными углеродными цепями. К ним относятся производные алифатических жирных кислот, имидазоамины и их производные, четвертичные соединения, производные смоляных аминов.

Большинство ингибиторов является продуктами переработки отходов нефтехимической промышленности. Это высокомолеку­лярные органические соединения, обладающие сложными строе­ниями и структурами и способные образовать на поверхности ме­талла структурно-механический барьер, экранирующий металл от воздействия коррозионноагрессивной среды.

На промысловых нефтепроводах ингибиторы можно применять на более поздней стадии экс­плуатации трубопровода, когда возрастает обводненность добывае­мой нефти. Ингибиторы могут быть поданы в агрессивную среду в любом месте функциональной системы без существенного изме­нения технологического процесса транспорта нефти. Выбор ингибиторов для нефтепроводов зависит от степени об­водненности продукции скважин. При обводненности до 30 % пред­почтение отдается ингибиторам, растворимым в водной фазе. С увеличением содержания воды в нефти более эффективны плен­кообразующие ингибиторы.

Эффективность ингибиторов коррозии зависит от многих фак­торов, однако очень важным условием является необходимость того, чтобы ингибитор достиг поверхности защищаемого металла и адсорбировался на ней. Низкая концентрация ингибитора может скорее привести к ускорению коррозии, чем к ее замедлению.

Применение ингибиторов – это дорогостоящая защита трубо­проводов от коррозии, которая требует строгого соблюдения тех­нологического режима.

Защитные покрытия

Одним из наиболее перспективных способов защиты внутрен­ней поверхности магистральных трубопроводов от корро­зии является применение эффективных защитных покрытий.

Качественные покрытия не только экранируют металлические стенки труб от коррозионного воздействия перекачиваемой среды, но также предотвращают отложение солей и парафина, защищают от абразивного износа, обеспечивают чистоту перекачиваемого продукта, снижают гидравлические потери, уменьшают энергети­ческие затраты, увеличивают пропускную способность трубопро­вода и снижают металлоемкость сооружения за счет применения тонкостенных труб.

Изоляция внутренней поверхности труб позволяет уменьшить мощность, необходимую для перекачки продукции на 5 – 15 %, а в некоторых случаях и до 35 %, почти на 90 % сокращаются также расходы на очистку трубопроводов в процессе их эксплуатации.

Наиболее распространенные покрытия, применяемые в на­стоящее время можно разделить на три основные группы: силикат­ные, полимерные и комбинированные.

Из силикатных материалов применяются стеклоэмалевые и цементные покрытия.

Полимерные материалы в зависимости от физического состоя­ния в процессе их нанесения подразделяются на лакокрасочные материалы, представляющие собой растворы полимеров; порошко­вые материалы, наносимые в виде расплавов; пленочные.

Из рассмотренной группы материалов, применяемых для полу­чения покрытий, наибольшее применение для внутренней защиты труб нефтяного сортамента нашли лакокрасочные материалы на основе эпоксидных, фенолформальдегидных и виниловых смол, а также полиэтиленовые и полипропиленовые покрытия.

Разработаны и широко применяются за рубежом комбиниро­ванные материалы, например в США при­меняются качественные и весьма перспективные (в случае снижения стоимости) полимерцементные покрытия.

Противокоррозионное покрытие из лакокрасочных материа­лов в большинстве случаев представляет собой многослойную сис­тему, состоящую из грунтовочных и покрывных слоев.

В настоящее время для внутренней защиты труб нефтяного сорта­мента как в России, так и за рубежом нашли применение эпоксидные покрытия и лакокрасочные материалы на основе низкомолеку­лярных эпоксидных смол ЭД-20 и ЭД-16 (рис. 15.3).

 

Рисунок 15.3 – Трубы с внутренним эпоксидным покрытием

 

Эпоксидные и лакокрасочные материалы, модифицированные полисульфидами, имеют повышенную вязкость, эластичны и ус­тойчивы в кислых средах.

В последние годы в отечественной промышленности и за рубе­жом для покрытия внутренней поверхности труб все более широкое применение находят покрытия из порошковых полимерных мате­риалов. Это объясняется их следующими преимуществами по сравнению с традиционными лакокрасочными материалами:

- имеется широкий выбор порошковых полимерных материалов с высокими физико-химическими и механическими свойствами;

- нет необходимости использовать растворители, что значитель­но улучшает условия труда и позволяет получить однослойные по­крытия заданной толщины;

- порошки технологичны и позволяют получить покрытия высо­кого качества;

- возможна полная автоматизация и механизация процесса на­несения покрытий;

- при нанесении порошков снижаются потери материала.

Для защиты внутренних поверхностей труб применяют порош­ковый полиэтилен, эпоксидные порошковые материалы и пентопласт. Пентопласт обладает высокой износостойкостью, высокой химической и эрозионной стойкостью.

Все порошковые материалы наносятся на предварительно очищенную и подогретую до 300 °С поверхность. Эпоксидные порошковые покрытия занимают ведущее место среди других порошковых материалов: в США – 35 %, в Великобритании – 22 %, в России – 25 %.

В США для защиты внутренней поверхности труб широко используется покрытие из эпоксидного порошкового материала, напыляемого электростатическим способом на разогретую поверх­ность, на которой формируется защитная пленка толщиной 0,25 мм. Также применяется пластмассовая изоляция, выполненная в виде тонкостенной пленки из фторопласта или аналогичных пластмасс, которая протаскивается через трубу с помощью промежуточных фланцев. Кроме того, рекомендуется метод изготовления труб с внутренней цементно-пластмассовой изоляцией для трубопрово­дов, по которым перекачиваются агрессивные продукты.

Запатентован метод защиты внутренней поверхности труб от коррозионного воздействия агрессивных жидкостей. Способ заключается в установке внутрь трубы тонкостенной оболочки из нержавеющей стали и подачи сжатого воздуха под давлением, после которого она, деформируясь, плотно прилегает к внутренней поверхности основной трубы.

В ФРГ широко применяется полиэтиленовое покрытие толщи­ной от 1,5 до 4 мм для внутренней и наружной поверхности сталь­ных труб диаметром от 100 до 1500 мм. Преимущественным мето­дом нанесения покрытия является распыление порошка на поверх­ность трубы предварительно нагретой газовой горелкой до 270 – 320 °С. Также для защиты внутренних стенок трубопроводов в ФРГ используется сульфатный цемент. Находит применение и внутрен­нее эмалирование труб. Эмаль наносится при температуре 890 °С, поэтому применяется только для труб, материал которых не изме­няет своих характеристик при указанной температуре.

В Самарской области преимущественно эксплуатируются тру­бы с покрытиями из баксито-эпоксидных компаундов (технология УфНИИ), на промыслах Башкортостана эксплуатируются трубы со всеми известными и освоенными видами покрытий (остекло­ванные, эмалированные, покрытые лаками, эпоксидированные по технологии УралНИТИ центробежным способом и эмалиро­ванные).

Для противокоррозионной защиты внутренней поверхности трубопроводов, по которым перекачивается газ, содержащий серо­водород, обычно используются эпоксидные покрытия. Однако на практике наблюдаются случаи отслоения подобных покрытий в результате накопления продукта коррозии между стальной поверхностью и эпоксидной пленкой. Особенно часто это происходит в присутствии сероводорода, который проникает через эпоксидное покрытие. В связи с этим в Японии разработано эпок­сидное покрытие с ингибиторной присадкой, которое обладает повышенной адгезией к стали и обеспечивает эффективную защиту изолированной поверхности от коррозии. Адгезия эпоксидного покрытия к стальной поверхности обеспечивается в том случае, если ингибитор используется в качестве праймера, которым покрыва­ется изолируемая стальная поверхность.

Наиболее эффективным и износостойким для внутренней об­лицовки трубопроводов, транспортирующих высокоабразивные материалы, является полиуретан. Исследования и расчеты пока­зали, что срок службы внутреннего покрытия из полиуретана тол­щиной 6 мм достигает 20 лет. Для нанесения полиуретена на внутрен­нюю поверхность трубы разработан специальный агрегат, формирующий слой полиуретана в трубах длиной до 6 м.

Одним из материалов, успешно применяемых для внутренней изоляции трубопроводов, является цемент. Как показывает опыт, трубы, внутренняя поверхность которых защищена от корро­зии цементной обмазкой не поддаются коррозионному воздей­ствию агрессивных, перекачиваемых сред в течение 50 лет и более. Этот способ защиты широко применяется в Великобритании – особенно для трубопроводов из чугунных труб. В последние годы разработаны эффективные методы нанесения защитных изоляци­онных покрытий в полевых условиях, что особенно важно при проведении ремонтных работ. Перед нанесением цементного покры­тия производится тщательная зачистка рабочей поверхности. Исследованы цементные композиции с добавками, кольматирующими поровое пространство (глина, молотый песок, асбест). С целью поддержания на нужном уровне рН цементной компози­ции, для обеспечения пассивности металла и повышения реакцион­ной емкости композиции в цемент вводили некоторое количество извести. Для улучшения механических свойств покрытия рекомен­довано введение волокнистых материалов типа асбест, стеклово­локно и других неорганических и органических волокон. Прове­дены испытания волокнистых свойств композиций с целью выясне­ния возможности их нанесения на внутреннюю поверхность уло­женного трубопровода по трассовой технологии.

Основной проблемой при использовании стальных труб с внут­ренней заводской изоляцией является защита зоны сварного со­единения от коррозии с внутренней стороны. При отсутствии та­кой защиты, как показал опыт эксплуатации, срок службы промыс­ловых трубопроводов составляет не более 1-го года из-за интенсив­ной коррозии металла сварных швов. Применение изоляции внутренней поверхности труб во многом ограничено отсутствием универсальных технических решений в отношении защиты внут­ренней поверхности стыковой зоны. Для труб с внутренней изоляцией для защиты сварных со­единений от коррозии с внутренней стороны в последние годы разработаны различные конструкции втулок и протекторов (рис. 15.2.3).

Рисунок 15.4 – Схема защиты зоны сварного шва изолирующей втулкой: 1,7 – свариваемые трубы; 2 – герметик; 3 – втулка изолирующая; 4 – теплоизоляционный материал; 5 – сварнойшов; 6 – упор; 8 – манжеты; 9 – внутреннее защитное покрытие

 

Специалистами «Уралтрансгаз» опробовано новое решение по антикоррозионной защите концевых участков труб с внутрен­ним полимерным покрытием, позволяющее обеспечить защиту монтажного шва с применением обычной технологии сварки без дополнительных мероприятий при строительных работах. Тех­ническое решение заключается в следующем. Внутреннее антикор­розионное покрытие из эпоксидной порошковой краски наносится по всей длине труб, за исключением концевых участков, на кото­рые напыляется металлизационное покрытие из хромоникелевого сплава. При сварке труб в плеть расплав напыленного порошка об­разует антикоррозионный металлический слой на поверхности сварного шва с дополнительным барьерным слоем из сварочных шлаков и защищает сварное соединение. Таким образом, обеспечи­вается 100 %-я защита площади внутренней поверхности трубопро­вода (рис. 15.5).

 

Рисунок 15.5 – Конструкция внутреннего полимерного покрытия труб с металлизацией концевых участков нержавеющим сплавом: а – до сварки; б – после сварки: 1 – полимерное покрытие; 2 – металлизационное покрытие; 3 – слой сварочных шлаков

 

Покрытие, обеспечивающее защиту концевых участков труб и сварного шва, предназначено также для труб с другими видами полимерных покрытий, чувствительных к температурному воздей­ствию сварки.

Технология нанесения защитных покрытий на внутреннюю по­верхность труб включает следующие последовательно проводимые операции:

- входной контроль качества труб;

- предварительный нагрев труб для сушки или термообезжири­вания;

- очистка внутренней поверхности с созданием требуемой чис­тоты и шероховатости с использованием щеток, пескоструйной или дробеструйной очистки;

- нагрев труб до заданной температуры (при необходимости);

- нанесение и формирование защитного покрытия;

- контроль качества защитного покрытия;

- ремонт мест повреждения покрытия;

- маркировка труб.

Проведенный в США анализ свидетельствует о том, что исполь­зование внутренней изоляции в трубопроводах, по которым пере­качиваются газообразные и жидкие продукты, оправдывает себя с экономической точки зрения. Срок окупаемости при этом состав­ляет от 3 до 5 лет. Главное назначение внутренней изоляции заклю­чается в снижении потерь напора на трение и в снижении интен­сивности внутренней коррозии. Как правило, внутренняя изоляция позволяет увеличить производительность трубопровода на 5 – 10 %, хотя на практике были отмечены случаи, когда применение внутренней изоляции трубопроводов небольших диаметров приводило к увеличению производительности на 25 %. Дополнительным преимуществом внутренней изоляции является существенное сни­жение интенсивности образования парафинистых отложений на стенках трубопроводов. Опыт эксплуатации ряда нефтепрово­дов в США свидетельствует о том, что благодаря внутренней изоля­ции расходы на очистку нефтепроводов сокращаются на 75 %.