Технология антикоррозионного покрытия труб

Антикоррозийная защита трубопроводов напылением составов Protegol, «Карбофлекс», «Уризол» в соответствии с отраслевыми требованиями нефтегазовой промышленности. Выезд на объекты заказчика в любую точку Европейской части России. Юридически значимый договор, гарантия, пакет закрывающих документов на работы.

Предлагаем услуги по созданию АКЗ трубопроводов (газопроводов, нефтепроводов) в любых вариантах:

• защита стыков (сварных соединений) труб, предизолированных в заводских условиях;
• изоляция запорной арматуры трубопроводов (внешней поверхности корпусов, фланцев и пр.);
• защита отводов, соединительных частей труб, тройников, монтажных узлов;
• нанесение антикоррозийного покрытия на трубопроводы (после удаления старой изоляции или с нуля).

Напыляемые АКП на основе полимочевины: Protegol, «Карбофлекс», «Уризол» внесены в реестры ОВП ОАО «Газпром» и ОАО АК«Транснефть». Эти материалы соответствуют техническим требованиям операторов и применяются для антикоррозийной обработки внешних поверхностей подземных и надземных трубопроводов различных диаметров.

Помимо магистралей, эти материалы используются для антикоррозийной защиты резервуаров и других объектов нефтегазовой промышленности.

Технология нанесения полимерной АКЗ трубопроводов

Нанесение АКЗ трубопроводов выполняется в заводских или полевых условиях. В последнем случае работы на открытом воздухе производятся при соблюдении следующих условий:

• температура воздуха — не менее +5 °C;
• температура обрабатываемой поверхности — не менее чем на 3 выше точки росы;
• отсутствие осадков, тумана, сильного ветра.

При несоответствии реальных параметров обозначенным требуется сооружение теплушек над объектами.

Антикоррозийная обработка трубопроводов выполняется следующим образом:

1. производится удаление маслянистых загрязнений с помощью растворителя;
2. непосредственно перед напылением АКЗ поверхность обрабатываемых элементов трубопроводов подготавливают методом абразивной очистки;
3. выполняется тщательное обеспыливание;
4. наносится защитный состав с помощью установки безвоздушного распыления.

Грунтовка при использовании составов Protegol, «Карбофлекс», «Уризол» не требуется. Полимеризация «на отлип» происходит в среднем в пределах 1 минуты; готовность к перемещению элемента или его засыпке грунтом — в зависимости от типа покрытия от 3 до 48 часов. Полная полимеризация, как правило, достигается в течение 3-х суток.

Внимание! Один из важнейших пунктов технологической карты, который необходимо соблюдать. Нанесение антикоррозионного покрытия на трубопроводы должно выполняться не позднее 1-2х часов с момента окончания работ по зачистке. При необходимости, ГК БЕГЕМОТ производит подготовку поверхности своими силами в составе работ по устройству АКП.

Получить консультацию, узнать подробно об условиях выполнения работ по АКЗ трубопроводов составами Protegol, «Карбофлекс», «Уризол» вы можете, написав или позвонив по указанным в шапке сайта контактным данным.

Обеспечение надежности трубопроводных систем. Метод диагностики внутреннего антикоррозионного покрытия трубопроводов — НТЦ

PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2017 — № 1(3). – С. 74-76

УДК 622.61/.67

А.А. Кундик  ООО «Газпромнефть-Оренбург»

Электронный адрес: Kundik.AA@gazprom-neft.ru

Ключевые слова: коррозия, внутритрубная изоляция, диагностика изоляции, обеспечение целостности

Предложено использование трубопровода, заполненного подтоварной водой, в качестве проводника электрического тока с целью определения пробоя внутренней изоляции. Описаны два метода определения целостности внутреннего покрытия с использованием физических свойств проводника электрического тока.

Определен наиболее перспективный метод диагностики, заключающийся в измерении магнитного поля, создаваемого вокруг проводника тока. Данный метод является авторским. В настоящее время не существует другой технологии диагностики трубопровода с внутренним антикоррозионным покрытием.

Удачное применение данного метода позволит повысить надежность трубопроводных систем с внутренним покрытием практически до 100%.

Ensuring the reliability of pipelines. Diagnostics method of internal anticorrosive coating of pipelines

PRONEFT''. Professional'no o nefti, 2017, no. 1(3), pp. 74-76

A.А. Kundik Gazpromneft-Orenburg LLC, RF, Orenburg

E-mail: Kundik.AA@gazprom-neft.ru

Keywords: corrosion, inner surface insulation, insulation diagnostics, integrity assurance

Currently in Russia operated 350 thousand km of flowlines. Meanwhile, a significant number of failures is due to corrosion wear of the pipeline material On an annual oil-field networks replacement spent 7–8 thousand km of pipes or 400–500 thousand tons of steel.

The use of product transport tubes with internal insulation offers a number of tangible advantages compared to the standard design execution pipelines. High watering in pipelines, the presence of corrosive water, salts, carbon dioxide, hydrogen sulfide in transportable products and high temperature operation promote intensive corrosion of the inner pipe surfaces.

The rate of general corrosion can reach 0.01–0.4 mm / year and the local corrosion rate reaches 1.5–6 mm /year. The real life of the steel flowlines without internal protective coating, can be 1–3 years, and in some fields through corrosion of pipelines can occur after a few months of commissioning.

At the same time, using a sufficiently effective internal anticorrosion coatings may increase the real life of the flowlines by 8–10 times. The main and perhaps the only drawback so far is the lack of control of the internal insulation coating technology.

введение

В настоящее время на территории России эксплуатируется 350 тыс. км промысловых трубопроводов. Ежегодно на них происходят отказы. При этом значительный процент отказов связан с коррозионным износом материала трубопроводов (рис. 1). На ежегодную замену нефтепромысловых сетей расходуется 7–8 тыс. км труб или 400–500 тыс. т стали.

Рис. 1. Последствия коррозионного износа трубопровода

В статье рассмотрены возможные методы диагностики внутреннего изоляционного покрытия трубопроводов.

Использование труб с внутренним изоляционным покрытием

Общеизвестно, что промысловые трубопроводы с внутренней изоляцией имеют целый ряд ощутимых преимуществ по сравнению с трубопроводами в стандартном конструктивном исполнении.

Большая обводненность скважин, наличие в транспортируемых продуктах коррозионно-активной воды, солей, углекислого газа, сероводорода, повышенная температура в эксплуатируемых промысловых трубопроводах способствуют интенсивной коррозии внутренней поверхности труб. При этом скорость общей коррозии может достигать 0,01–0,4 мм/год, скорость локальной коррозии – до 1,5–6 мм/год.

Срок службы стальных промысловых трубопроводов, не имеющих внутреннего защитного покрытия, может составить 1–3 года, а на некоторых промыслах сквозная коррозия трубопроводов может происходить уже в первые несколько месяцев после ввода их в эксплуатацию.

Однако при использовании достаточно эффективных внутренних антикоррозионных покрытий срок службы промысловых трубопроводов может увеличиться в 8–10 раз.

Существенно уменьшенная эквивалентная шероховатость трубопроводов с внутренним покрытием позволяет увеличивать их пропускную способность за счет уменьшения зоны турбулентности.

В процессе сравнительных гидравлических расчетов отмечается интересный факт: трубопроводы с внутренним покрытием перекачивают на 20–30 % больше жидкости, чем трубопроводы стандартного исполнения, при сохранении тех же линейных давлений.

Кроме того, в трубопроводах с внутренним изоляционным покрытием снижается металлоемкость трубы за счет уменьшения расчетной толщины стенки вследствие исключения из расчета коэффициента поправки на коррозию. Так, для трубы диаметром 89 мм снижение металлоемкости составит 1775 кг/км.

Несомненными преимуществами применения труб с внутренним покрытием являются отсутствие необходимости ингибирования и стойкость к коррозионной агрессивности среды.

Главный и, пожалуй, единственный недостаток на сегодняшний день состоит в отсутствии технологии контроля сплошности внутреннего изоляционного покрытия, поэтому перспективна рынка трубопроводов с внутренним антикоррозионным покрытием пока не ясна.

В настоящее время наиболее распространенным способом внутренней противокоррозионной защиты зоны сварных стыков трубопроводов является применение вставных изолированных втулок (рис. 2). Технология их монтажа довольно сложна и требует соблюдения ряда внешних условий, в том числе и погодных, что создает дополнительные риски целостности изоляционного покрытия.

Рис. 2. Применение установки герметизирующих втулок при монтаже труб с внутренним изоляционным покрытием

При нанесении изоляционного покрытия и монтаже труб сварным соединением возможный брак можно разделить на две категории: заводской и монтажный. Проконтролировать наличие или отсутствие заводского брака можно только визуально на стадии входного контроля. Контроль монтажного брака невозможен из-за отсутствия необходимой технологии.

Предлагаемый метод определения места нарушения целостности изоляции трубы основан на способности подтоварной воды проводить электрический ток.

Создается разомкнутая цепь с «плюсом» на высокочувствительном приборе, который подсоединяется к металлу трубы в зоне самого уязвимого места (сварного шва), «минусом» на электролите – подтоварной воде (рис. 3).

После подачи тока на сварной шов в случае нарушения целостности изоляции цепь замкнется, и прибор покажет наличие тока. Если диэлектрический (изоляционный) слой не нарушен, цепь остается разомкнутой, и прибор показывает отсутствие тока.

Основной недостаток данного метода заключается в локальном характере контроля участка трубопровода. Он применим только для выявления брака при монтаже втулок, изолирующих сварные соединения трубопровода.

При этом, проблема определения пробоя внутреннего изоляционного покрытия по трассе трубопровода остается неразрешенной. Однако есть возможность решить поставленную задачу, основываясь на природе электромагнитного поля.

Изолированный участок трубопровода, заполненный электролитом, является проводником электрического тока, следовательно, при подаче тока во внутритрубное пространство вокруг электролита неизбежно будет образовываться магнитное поле. В продольном сечении трубопровода магнитное поле распространяется в виде синусоиды. В месте нарушения изоляции синусоида будет выходить за пределы эталонных значений (рис. 4). Таким образом, при фиксировании значения магнитного поля специальным прибором появляется возможность определения мест повреждения изоляции по всей длине смонтированного трубопровода.

Рис. 3. Схема определения сплошности внутреннего изоляционного покрытия в конкретной точке

Рис. 4. Изменение амплитуды магнитного поля в месте нарушения изоляционного покрытия

Заключение

• Проведена экономическая оценка предлагаемого метода в совместимости с использованием трубопроводов стандартного исполнения с постоянной подачей ингибитора корозии.
• Индекс прибыльности инвестиций уже в горизонте планирования 5 лет показал коэффициент 5,06.
• Применение предлагаемого метода позволит:

• повысить надежность трубопроводов с внутренним изоляционным покрытием практически до 100%;
• минимизировать риски отказов трубопроводов по причине внутренней коррозии;
• отказаться от применения ингибиторов коррозии;
• обеспечить максимально безопасную эксплуатацию трубопроводных систем.

Список литературы

1. ВРД 39–1.10-026-2001. Методика оценки фактического положения и состояния подземных трубопроводов.
2. Организация системы контроля технического состояния промысловых трубопроводов с внутренним покрытием и защитой сварных соединений втулками различной конструкции/М. Д. Гетманский, Ю. В. Житников, П. А. Зимин, Р. Р.

   Мухаметшин//Территория нефтегаз, 2007. — № 4. — С. 50–55.

3. Сивухин Д. В. Общий курс физики. Т. 3. — 4-е изд., стереот. — М.: Изд-во МФТИ, 2004.
4. Ваджпаи Анкит. Новый метод выявления коррозионных повреждений труб. — http://defektoskopist.ru.

1. VRD 39–1.10-026-2001. Metodika otsenki fakticheskogo polozheniya i sostoyaniya podzemnykh truboprovodov (Method for assessing the actual position and condition of underground pipelines).
2. Getmanskiy M.D., Zhitnikov Yu. v. , Zimin P.A., Mukhametshin R.R., Organization of a system for monitoring the technical condition of field lined pipelines with internal coating and protection of welded joints with ferrule of various designs (In Russ.), Territoriya NEFTEGAZ, 2007, no. 4, pp. 50–55.
3. Sivukhin D.v. , Obshchiy kurs fiziki (General course of physics), Part 3, Moscow: Publ. of MFTI, 2004.
4. Vadzhpai Ankit, Novyy metod vyyavleniya korrozionnykh povrezhdeniy trub (A new method for detecting pipes corrosion damage), URL: http://defektoskopist.ru.

Ссылка на статью в русскоязычных источниках:

А.А. Кундик. Обеспечение надежности трубопроводных систем. Метод диагностики внутреннего антикоррозионного покрытия трубопроводов // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. — 2017 — № 1(3). — С. 74-76.

The reference to this article in English is:

A.А. Kundik. Ensuring the reliability of pipelines. Diagnostics method of internal anticorrosive coating of pipelines (In Russ.), PRONEFT''. Professional’no o nefti, 2017, no. 1(3), pp. 74-76.

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.

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).

1. Рисунок 15.3 – Трубы с внутренним эпоксидным покрытием
2. Эпоксидные и лакокрасочные материалы, модифицированные полисульфидами, имеют повышенную вязкость, эластичны и ус­тойчивы в кислых средах.
3. 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:
4. — имеется широкий выбор порошковых полимерных материалов с высокими физико-химическими и механическими свойствами;
5. — нет необходимости использовать растворители, что значитель­но улучшает условия труда и позволяет получить однослойные по­крытия заданной толщины;
6. — порошки технологичны и позволяют получить покрытия высо­кого качества;
7. — возможна полная автоматизация и механизация процесса на­несения покрытий;
8. — 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 %.

Антикоррозионное покрытие труб — обязательные меры защиты

Надёжная защита трубопроводов является гарантией длительной, безаварийной эксплуатации. В этой статье расскажу, что такое антикоррозионное покрытие труб и какое  е данного покрытия  назначение.

В настоящее время на рынке представлено достаточно компаний, которые производят антикоррозионную изоляцию стальных труб для всех типов прокладки.

В этих целях используются экструдированный полиэтилен и наружные полимерные покрытия. Выбор таких труб для строительства сетей горячего и холодного водоснабжения и технологических трубопроводов для транспортировки нефти и газа наиболее целесообразен и экономически оправдан.

Пенополиуретановая изоляция (ППУ) тоже является антикоррозионной, хотя её основная функция – сбережение тепла.  Вообще про утеплители можете прочитать статью – Чем утеплить деревянный дом снаружи: выполняем работу своими руками.

 В случае использования труб с пенополиуретановой изоляцией для возведения теплотрасс, потери тепла уменьшаются до 2-3%.

Трубопроводы с покрытием из пенополиуретановой изоляцией также снабжаются встроенной системой оперативно-дистанционного контроля, обеспечивающей надёжное отслеживание текущего состояния трубопровода с точным определением возможного места повреждения.

Пенополиуретановое покрытие труб высокого качества можно только при условии соблюдения технологического процесса при участии высококвалифицированного персонала.

Наиболее ответственным моментом является заполнение химическими составляющими пенополиуретанового  пространства между стальной трубой и оболочкой.

Наибольшая ответственность, в этом случае, ложится на заливочную машину, которая должна точно дозировать все компоненты, при этом тщательно перемешивая их между собой. 

Благодаря нанесённому в заводских условиях антикоррозийному покрытию труб удаётся увеличить ресурс трубопроводов в 2-3 раза, а эксплуатационные расходы снизить, как минимум в 2 раза, при этом затраты на ремонт сводятся к минимуму.

Изоляция стальных труб  служит отведённый ей срок только в случае применения исходных материалов стабильно высокого качества. Все трубы должны проходить предварительную проверку, а изоляционные компоненты поставляться только проверенными поставщиками. Все это входит в антикоррозионное покрытие труб  и позволяет изделиям сохранять на протяжении 30 лет и более все свои основные свойства.

Оставляйте комментарии, ставьте лайк и подписывайтесь на статьи блога ObzorStroy.ru – будьте в курсе!

Технология нанесения наружного антикоррозионного покрытия

Тема урока: Технология нанесения наружного антикоррозионного покрытия.

Цель урока: Подробно рассмотреть технологию нанесения наружного трехслойного антикоррозионного покрытия. Также изучить требования к трубам, подлежащим покрытию.

Метод урока: Лекция с элементами беседы.

План урока

1. Организационный момент.

2. Изучение нового материала.

3. Закрепление пройденного материала.

4. Подведение итогов урока.

5. Домашнее задание.

• Ход урока
• 1) Организационный момент
• — приветствие,
• — проверка готовности учащихся к уроку,
• — проверить явку,
• — сообщить тему и цель урока.
• 2) Изучение нового материала

Требования к качеству продукции со стороны потребителя непрерывно растут. Следовательно, главной задачей трубных предприятий и металлургических комбинатов, для обеспечения устойчивых позиций на рынке сбыта отечественной трубной продукции, является повышение ее конкурентоспособности.

ТРЕБОВАНИЯ К ТРУБАМ, ПОДЛЕЖАЩИМ ПОКРЫТИЮ

Подлежащая изоляции наружная поверхность труб не должна иметь острых выступов, заусенец, брызг металла, шлака, очевидных поверхностных дефектов таких как вмятины, раковины, задиры и др.

На поверхности труб допускаются зачистки металла шлифовальной машиной, не выводящие толщину стенки за пределы минусовых допусков.

При невозможности устранения поверхностных дефектов трубы бракуются и не подлежат применению для нанесения покрытия.

1. На поверхности труб не должно быть масляных, жировых и других загрязнений.
2. При наличие на поверхности труб влаги или при температуре труб ниже 5°С должен производится их нагрев до температуры не менее, чем на 15°С превышающей точку росы.
3. Поверхность труб должна быть очищена от продуктов коррозии до шероховатости, установленной в ТУ (степени Sa 2½ по международному стандарту ISO 8501-1 и иметь шероховатость Rz 40-80 мкм).
4. Поверхность труб после очистки должна быть обеспылена и соответствовать эталонам.

Очищенная поверхность трубы подвергаются хроматированию. По согласованию с потребителем допускается поставка труб без хроматирующего слоя в случае обеспечения всех требований к покрытию настоящих технических условий.

ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ НАНЕСЕНИЯ НАРУЖНОГО ТРЕХСЛОЙНОГО ПОКРЫТИЯ ТРУБЫ

1. Задача в производство.

При задаче труб контролёр ОТК проверяет соответствие размеров и маркировки труб требованиям заказа, состояние поверхности труб. Контролю подвергается каждая труба.

На поверхности труб не должно быть жировых пятен, земли.

Обнаруженные загрязнения удаляют с применением подходящих растворителей или промывкой перед проходной сушильной установкой, осуществляющей нагрев труб перед дробемётной очисткой.

При обнаружении отклонений размеров труб от требований заказа трубы в производство не задаются. При обнаружении отсутствия маркировки труб трубы складируются до установления, марки стали, номера партии, номера, веса, диаметра, толщины стенки трубы и в производство не задаются.

2. Нагрев труб перед дробемётной очисткой.

Для удаления влаги с поверхности трубу нагревают в проходной сушильной установке. Предварительный нагрев труб для удаления влаги – (50-80)°С.

3. Дробемётная очистка

Трубы обрабатываются в дробемётной установке мелкой металлической дробью с целью удаления окалины, ржавчины. Очистка должна быть до «почти белого металла» трубы.

4. Контроль качества очистки поверхности трубы

После дробемётной очистки поверхность трубы подвергается визуальному осмотру. Контролер ОТК визуально проверяет качество очистки трубы. Выявленные осмотром дефекты поверхности труб (заусенцы, расслоения, наплывы металла, сварной грат и т. п.) должны быть зашлифованы в пределах минимальной заданной толщины стенки.

Если площадь зачищенной зоны превышает 10 см², труба направляется на повторную дробомётную обработку. На инспекционной площадке контролёр ОТК проверяет соответствие степени очистки поверхности (шероховатость, степень обеспыленности).

При несоответствии степени очистки поверхности трубу возвращают на повторную дробемётную очистку.

5. Нанесение хромата

Нанесение хромата осуществляется на установке хроматирования путём пневматического прижима вращающейся щётки, смоченной хроматным раствором (обезжиривание поверхности трубы).

Установка снабжена смесителем, в котором смешивается правильное соотношение воды и хромата. Хроматная смесь нагнетается в резервуар.

Из резервуара хромат подается в кабину нанесения с помощью насоса с регулируемой диафрагмой. В кабине нанесения хромат наносится на трубу вращающейся щеткой. Щетка пневматически прижимается к трубе.

Разбрызганный или излишний хромат попадает на дно кабины и отсасывается в резервуар.

6. Нагрев труб после нанесения хромата

Нагрев трубы осуществляется в установке предварительного нагрева до температуры не более 80°С. Температуру поверхности трубы замеряет оператор с помощью пирометра излучения, переносного индикатора температур и заносит в агрегатный журнал установки нанесения эпоксидного праймера. Периодичность измерения температуры трубы – один раз в смену и после каждой остановки.

7. Индукционный нагрев трубы

Далее трубы по рольгангу подаются в индукционную установку для нагрева до температуры (220-240)°С. Температуру поверхности контролируют при выходе трубы из установки нагрева с помощью термоплавкого карандаша, переносного индикатора температуры, контактной термопары или пирометра излучения. Результаты измерений заносятся в агрегатный журнал каждый час.

Значение температур нагрева, скорость трубы и время до нанесения адгезива уточняются по результатам проведения заводской «тестовой» изоляции и испытания качества покрытия (толщины покрытия, адгезии, ударной прочности и степени отверждения покрытия), подтверждающих оптимальное значение температур, линейной скорости трубы и времени от нанесения эпоксида до нанесения адгезива.

8. Нанесение эпоксидного праймера

Нанесение эпоксидного праймера (основа для полиэтилена, грунтовка) осуществляется распылением в электростатическом поле. Нанесение эпоксидной порошковой краски производится распылителями.

Порошок просеивается через сита размером и проходит магнитную сепарацию.

Расположение кабины и пистолетов-распылителей регулируют перемещением в зависимости от времени гелеобразования эпоксидного праймера и измеренных величин толщины эпоксидного слоя, полученных на тестовой трубе.

Оператор осуществляет контроль температуры после камеры нанесения эпоксидного праймера по показаниям стационарного пирометра излучения, показывающий прибор которого расположен на пульте управления, температура должна соответствовать (215-230)°С.

9. Нанесение клеевого слоя (адгезив)

Нанесение адгезионного слоя осуществляется спиральной намоткой экструдированной (полимерной) плёнки расплава клея с последующей прикаткой эластичным роликом. После нанесения эпоксидного праймера слой клея наносится через 13-20 секунд, что находится в пределах гелеобразования эпоксидного праймера, и соответствует рекомендациям производителям материала.

Экструдер — машина для формования пластичных материалов, путем придания им формы, при помощи продавливания (экструзии) через профилирующий инструмент.

10. Нанесение полиэтиленового слоя покрытия

Нанесение полиэтиленового слоя осуществляется спиральной намоткой экструдированной плёнки расплава полиэтилена с последующей прикаткой эластичным роликом. Пленки адгезива и изолирующего материала наматываются на трубу с помощью роликов, которые направляют и прижимают пленки к поверхности трубы.

11. Охлаждение труб с покрытием

Трубы охлаждаются до температуры (40±10)°С путём мягкого распыления воды на наружную поверхность покрытия. Чтобы исключить ложное срабатывание дефектоскопа при контроле сплошности покрытия, перед дефектоскопом охлаждающая вода удаляется с поверхности труб сжатым воздухом.

12. Зачистка концов труб.

Длина очищенного участка должна находиться в диапазоне (150-0/+20) мм.

13. Контроль диэлектрической сплошности покрытия

Производится с целью выявления пор и постоянно осуществляется контролёром ОТК с помощью стационарного искрового дефектоскопа, который расположен после установки охлаждения труб. При прохождении трубы с дефектом покрытия через искровой дефектоскоп, подаётся звуковой и световой сигнал и участок покрытия с дефектом маркируется краской.

Контролю сплошности подлежит вся наружная поверхность труб с покрытием за исключением не изолированных концевых участков и фасок. Покрытие не должно давать пробоя. Частота контроля – каждая труба.

Контроль внешнего вида покрытия, длины не изолированных концов труб, угла перехода покрытия к телу трубы осуществляется контролёром ОТК на инспекционной площадке.

14. Контроль качества покрытия труб.

При внешнем осмотре покрытие должно представлять собой однородную поверхность чёрного цвета без пропусков, вздутий и отслоения покрытия от металла, допускается на поверхности полиэтиленового слоя наличие дефектов в виде «морщин», которые не нарушают целостность покрытия и не оказывают влияние на гарантируемые характеристики покрытия. Во внутренней поверхности труб не допускаются грязь, мусор, куски проволоки.

Контроль толщины покрытия, адгезии, ударной прочности и твёрдости по Шору осуществляется лаборантом в лаборатории покрытий.

При не удовлетворительных результатах испытаний хотя бы по одному из показателей, по нему проводятся повторные испытание на удвоенном количестве труб, взятых из той же партии, одна труба до и одна труба после трубы с не удовлетворительным результатом испытаний. Труба, которая провалила испытания, должна быть забракована.

В случае не удовлетворительных результатов повторных испытаний партия труб с покрытием должна быть отбракована. Покрытие с отбракованных труб должно быть снято и на трубы должно, быть заново нанесено покрытие.

15. Ремонт покрытия.

В случае несквозного повреждения полиэтиленового или клеевого слоя производится ремонт покрытия с помощью плавкого карандаша, ремонтного заполнителя или наложением заплат. Дефекты должны быть ограничены максимальным размером 50 см², допускаются минимально допустимое расстояние от дефекта до кромки покрытия 50 мм.

Участки, подлежащие ремонту, должны быть очищены от неплотно прилегающего покрытия. Перед проведением ремонтных работ покрытия дефектный участок очищается от грязи, пыли, влаги, а при наличии масляных загрязнений обезжиривается с помощью ветоши, смоченной в органическом растворе (ацетоне). Острые кромки поврежденного покрытия обрезаются ножом.

Перед нанесением материала ремонтируемый участок зачищается наждачной бумагой или напильником.

Точечные повреждения наружного слоя (несквозные) ремонтируют с помощью плавящего карандаша, любые другие повреждение покрытия, доходящие до поверхности стали (включая проколы) должны быть отремонтированы заплатой или заполнителем и заплатой, которые подбираются по размеру дефекта.

16. Маркировка.

Маркировка наносится на внутреннюю поверхность трубы с конца противоположного месту нанесения основной маркировки прописными буквами жёлтой краской на расстоянии не более 500мм.

Технология нанесения антикоррозионного покрытия представлена на рисунке 1.

Рисунок 1 – Схема технологического процесса нанесения покрытия

3) Закрепление пройденного материала

• Перечислите основные операции при нанесении покрытия.
• Какие 3 слоя входят в состав покрытия?
• Что такое адгезив?

• 4) Подведение итогов урока
• Оценить работу учеников.
• 5) Домашнее задание
• Конспект лекций.
• 4

Антикоррозийное защитное покрытие трубопроводов

Незащищенные трубопроводы подвержены коррозии независимо от того, где они находятся. Зарыты они под землей, установлены над поверхностью или тем более под водой, они будут терять свои эксплуатационные характеристики.

В настоящее время,  в СМИ мы слышим все больше сообщений об авариях на трубопроводах − это не является сюрпризом.

Без осуществления мер безопасности, таких, например, как защитное покрытие трубопроводов,предназначенных устранить или хотя бы удержать под контролем процесс коррозии, транспортировка опасных материалов трубопроводами будет небезопасной.

Метод борьбы с коррозией труб

Для обеспечения максимальной долговечности, в настоящее время широко применяется антикоррозийное покрытие трубопроводов. Такое покрытие, вдобавок ко всему, имеет еще и экономическую выгоду − защитное покрытие трубопроводов битумными или органо-силикатными материалами останавливает процессы разрушения, и продлевает срок службы уже находящихся в эксплуатации труб.

Наша компания осуществляет антикоррозионное покрытие трубопроводов следующих видов:

• Покрытие порошковыми красками и эмалями, стойкими к атмосферным воздействиям;
• Металлизация наружной и внутренней поверхности трубопровода;
• Покрытие электрохимическими материалами, стойкими к возможному окислению.

Чтобы защитное покрытие трубопроводов могло эффективно и долговечно выполнять возложенные на него функции, к нему предъявлен перечень требований, среди них: максимальная водонепроницаемость, стойкость к механическим повреждениям, устойчивая по времени адгезия покрытия стальной поверхности, сопротивление к катодному отслаиванию, хорошие электроизоляционные свойства, устойчивость покрытия к солнечному и тепловому воздействию. Антикоррозийные покрытия должны быть невосприимчивы к широкому диапазону температур, что особенно актуально для теплотрасс.

Оптимальная цена – высокое качество

Компания дает своим клиентам гарантию строгого соблюдения всех норм и правил антикоррозийной защиты и покраски трубопроводов, мы не даем поводов разочароваться в качестве работы наших специалистов.

Цена на предварительную обработку, покрытие трубопроводов и последующую их покраску, зависит от площади рабочей поверхности, материалов, применяемых согласно специфике эксплуатации трубопровода, требованиям клиента и труда наших специалистов. Благодаря применению самого современного оборудования и организационных приёмов, сроки выполнения и цены на услуги нашей компании оптимальны.