Тема 17. 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.

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.

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.

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. 22.4).

Рисунок 22.4 – 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. 22.5).

Рисунок 22.5 – 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 %.

Контрольные вопросы:

1. Классификация способов защиты трубопроводов от внутренней коррозии.

2. Использование ингибиторов коррозии.

3. Защитные покрытия.

4. Эпоксидные покрытия.

5. Использование стальных труб с внутренней заводской изоляцией.

6. Технология нанесения защитных покрытий на внутреннюю по­верхность труб.