Увеличение срока эксплуатации трубопровода путём нанесения покрытий

Размещено на http://www.allbest.ru/

Тюменский Индустриальный Университет

Tyumen Industrial University

Увеличение срока эксплуатации трубопровода путём нанесения покрытий

Increasing the pipeline's durability by way of covering

Чифилёв С.М

Chifilev S.M

Нижневартовск, Россия

Nizhnevartovsk, Russia

В наши дни остро стоит проблема технического износа нефтяных трубопроводов. Большая часть нефтегазовых сооружений выработала плановый ресурс более чем на 50 процентов. Около 25 процентов газопроводов работают больше 20 лет, 50 процентов - от 10 до 20 лет, а 5 процентов вообще превысили нормативный резерв - 33 года. По магистральным нефтепроводам показатели тоже неутешительны: свыше 30 лет - 26 процентов, от 20 до 30 лет - 30; от 10 до 20 лет - 34 процента, до 10 лет только 10 процентов.

Свой плановый ресурс уже выработало и более половины резервуарного парка. Более половины российских трубопроводов требует капитального ремонта. Основная причина отказов нефтегазовых сооружений - коррозионный фактор. В России 40-50 процентов машин и сооружений работают в агрессивных средах, 30 процентов - в слабоагрессивных, и только около 10 процентов не требуют активной антикоррозийной защиты. На внутрипромысловых трубопроводах нефти, воды и газа 95 процентов отказов приходится на внутритрубную и наружную коррозию. Ежегодно на внутрипромысловых трубопроводах происходит до 40 тысяч аварий. По данным Совета Безопасности РФ, потери нефти в России в результате аварий ежегодно составляют 1,2 процента от ее добычи, т. е. не менее 3 миллионов тонн.

На Самотлорском нефтяном месторождении, например, ежегодно происходит 200-400 крупных разрывов трубопроводов, более 20 тысяч квадратных километров территории месторождения загрязнено нефтью. Таким образом, проблема износа трубопроводов, их коррозии, является одной из самых актуальных проблем в нефтегазовой отрасли. Также трубопроводы подвергаются износу, транспортируя и неагрессивные продукты.

Сегодня большое внимание уделяется изготовлению внутренних покрытий трубопроводов, задача которых заключается в защите трубопроводов от коррозии. Внутреннее покрытие труб должно иметь высокие защитные свойства, обеспечивающие сохранность ее на период транспортировки, монтажа и хранения, а также иметь высокую долговечность в процессе эксплуатации.

Технологический процесс внутренней изоляции труб - это комплекс последовательных законченных операций, включающий: предварительный нагрев, сушку труб (при необходимости термо-обезжиривание); очистку внутренней поверхности с созданием необходимого рельефа; технологический нагрев труб до заданной температуры (при необходимости); нанесение защитного покрытия (необходимого по технологии количества слоев) и их отверждение; контроль качества защитного покрытия; ремонт мест повреждений покрытия.

Обязательное и качественное выполнение каждой операции гарантирует высокое качество внутреннего покрытия труб с наилучшими для конкретного материала свойствами.

Применение внутренних покрытий труб дает ряд преимуществ: увеличение срока службы трубопроводов; увеличение пропускной способности трубопроводов; снижение количества парафинообразований на стенках трубопроводов и облегчение процесса очистки (расходы на очистку уменьшаются примерно на 75%); повышение надежности трубопроводов и снижение ежегодных эксплуатационных расходов. Увеличение срока службы трубопровода на 1% окупает затраты на нанесение внутреннего покрытия труб. трубопровод нефтегазовый коррозионный

Внутренние полимерные покрытия трубопроводов по назначению можно разделить на антикоррозионные и гладкостные.

Антикоррозионные покрытия применяются для внутренней изоляции труб, транспортирующих коррозионно-агрессивные среды. В нефтегазовой промышленности к таким средам относятся пластовая вода, оборотная вода системы поддержания пластового давления, водонефтегазовые эмульсии. При движении коррозионно-агрессивных жидкостей возникает общая и локальная коррозия. Скорость общей коррозии приблизительно 0,01-0,4 мм/год, скорость локальной коррозии может достигать 1,5-5,5 мм/год. Коррозионная агрессивность значительно повышается с появлением в продукции скважин сероводорода, как продукта жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий. Коррозионные разрушения стальных трубопроводов приводят к большим материальным потерям и ухудшению экологической обстановки в районах нефтедобычи вследствие порывов труб.

Для создания надёжной внутренней антикоррозионной изоляции труб большое значение имеет правильный подбор изоляционного материала и соблюдение технологического процесса нанесения внутреннего покрытия труб.

На данной схеме представлен современный нефтегазопровод с самыми, как мне кажется, необходимыми внутренними покрытиями для защиты от коррозии. Это оптимальный вариант для перекачки нефти, газа, воды. Такие трубы отличаются высокой степенью надежности, их температурная амплитуда -

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис.1. Схема покрытий трубы

1) Первый слой - эпоксидный слой. Большое внимание сегодня уделяется изготовлению эпоксидных материалов, основным направлением использования которых является защита от коррозионного разрушения. Эпоксидное покрытие труб - это покрытие изделий материалами на основе эпоксидной смолы, которая отличается влагостойкостью, стойкостью к жидкому топливу, щелочам, сырой нефти, смазочным маслам. Особенностями эпоксидных покрытий являются химическая устойчивость, механическая прочность и повышенная адгезия.

Примеры эпоксидных покрытий - порошки двух сортов Scotchkote 8352N и Scotchkote 226N, произведённые американской корпорацией 3M, используются также аналогичные порошки Resicoat R-726A и Resicoat R-641 от голландской корпорации AkzoNobel. Контролёром качества выдающей сертификат надёжности покрытия является шотландская Exova.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис.2. Эпоксидный слой

2) Второй слой - подклеивающий или адгезионный слой. Его роль состоит в обеспечении прочной связи между поверхностью трубы и наружным защитным слоем.

Толщина промежуточного слоя - от 0,3 до 0,7 мм в зависимости от метода нанесения.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис.3. Слой адгезивного материала

3) Третий слой - наружный - защищает металл от различных внешних воздействий и также препятствует коррозии. Если сравнивать данную изоляцию с другими технологиями, например, покрытием битумом или нанесением полимерных лент, то она во многом выигрывает, так как изоляция получается более качественной. В частности, материал характеризуется сравнительно невысокой степенью водопоглощения и является весьма устойчивым к механическим воздействиям, а значит, становится возможной длительная эксплуатация без аварий на трубопроводе.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис.4. Слой экструдированного полиэтилена

Долгое время актуальной и трудно разрешимой проблемой для внутренней противокоррозионной защиты трубопроводов являлась проблема изоляции зоны сварных стыков труб. Проблема решается при применении внутренних покрытий в сочетании с ингибиторами коррозии. Но в этом случае происходит удорожание продукции. Для защиты от коррозии сварных стыков трубопроводов, имеющих внутреннее покрытие, использовались самые разнообразные методы, включая плазменное напыление на концевые участки труб защитных протекторных колец, газотермическое напыление цинка и алюминия, приварку колец из нержавеющей стали. На cегодняшний день наиболее популярным способом внутренней противокоррозионной защиты зоны сварных стыков трубопроводов является применение вставных изолированных муфт разработки фирмы «Tuboskop Vetco». Данная технология была успешно развита и реализована на предприятии ООО «Целер», г. Самара. На предприятии ООО «Трубопласт», г. Екатеринбург реализован другой способ внутренней защиты сварных стыков трубопроводов. Для этой цели используется метод газотермического напыления на внутренние концевые участки труб cпециального покрытия из нержавеющего сплава. Внутреннее эпоксидное покрытие наносится с нахлестом на металлизационное покрытие, а окончательное формирование зоны защиты сварного стыка осуществляется уже при сварке труб в плети, когда при повышенных температурах происходит плавление металлизационного покрытия и легирование зоны корневого шва.

Как уже отмечалось, на сегодняшний день существует два направления в области заводской внутренней изоляции труб:

1) нанесение внутренних «гладкостных» антифрикционных покрытий; 2) нанесение внутренних антикоррозионных покрытий.

Основное назначение внутренних антифрикционных покрытий - снижение шероховатости внутренней поверхности труб и увеличение пропускной способности трубопроводов. В соответствии с требованиями СТО Газпром 2-2.2-180-2007 толщина внутренних антифрикционных покрытий должна составлять от 60 до 150 мкм, а шероховатость - не более 13-15 мкм. Длина концевых неизолированных концевых участков труб должна составлять (40±10) мм. Внутреннее «гладкостное» покрытие должно обладать эластичностью, высокой адгезией к стали, быть устойчивым к длительному воздействию воды, растворителя, солевого тумана, к изменению давления газа (покрытие не должно пузыриться при быстром сбросе давления). Гладкостные покрытия используются для трубопроводов, пропускающих неагрессивные растворы, газы.

Основные производители и поставщики изоляционных материалов для «гладкостных» покрытий - фирмы «E.Wood» («3М»), «Sika Deutschland Gmbh» (ООО «Амвит»), «Hempel», «Tuboscope Vetco».

Итак, исходя из вышеизложенных данных, использование покрытий для увеличения срока эксплуатации трубопроводов является необходимым. Несмотря на то, что на протяжении всей истории применения защитных покрытий трубопроводов (более 100 лет) изоляционные покрытия значительно совершенствовались, до сих пор не все вопросы в этой области благополучно решены. С одной стороны, постоянно повышается качество защитных покрытий трубопроводов, практически каждые 10 лет появляются новые изоляционные материалы, новые технологии и оборудование для нанесения покрытий на трубы в заводских и трассовых условиях. С другой стороны, становятся все более жесткими условия строительства и эксплуатации трубопроводов (строительство трубопроводов в условиях Крайнего Севера, в Западной Сибири, освоение морских месторождений нефти и газа, глубоководная прокладка, строительство участков трубопроводов методами "наклонно-направленного бурения", "микротоннелирования", эксплуатация трубопроводов при температурах до 100 °С и выше, и др.).

Список использованной литературы

1. Мустафин Ф.М.. Обзор методов защиты трубопроводов от коррозии изоляционными покрытиями. - ogbus.ru/authors/Mustafin/Mustafin_3.pdf

2. Кузнецов М.В., Новосёлов В.Ф., Тугунов П.И., Котов В.Ф. Противокоррозионная защита трубопроводов и резервуаров: Учебник для вузов. - М.: Недра, 1992. - 238 с.

3. ВСН 008-88 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Противокоррозионная и тепловая изоляция.

4. Хижняков В.И., Глазов Н.П., Налесник О.И. Исследование коррозии трубной стали во влажных грунтах Среднего Приобья // Коррозия и защита скважин, трубопроводов и морских сооружений в газовой промышленности. - М.: ВНИИОЭ Газпром, 1982.

5. http://i-t-z.ru/izolyaciya-trub/vus/instr

6. https://ru.wikipedia.org/wiki/Эпоксидные_покрытия

7. http://www.ngpedia.ru/id438918p2.html

Размещено на Allbest.ru