Защитные покрытия магистральных трубопроводов реферат

Обновлено: 05.07.2024

Промысловые трубопроводы и оборудование подвержены химической и электрохимической коррозии. По химическому механизму металл корродирует в среде агрессивных газов - H2S и СОГ Значительно более распространена электрохимическая коррозия -окисление металлов в электропроводных средах, сопровождающееся образованием электрического тока.

Файлы: 1 файл

ЗАЩИТА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ И ОБОРУДОВАНИЯ ОТ КОРРОЗИИ.docx

7.12. Защита промысловых трубопроводов и оборудования от коррозии

Коррозия металла - это процесс, вызывающий разрушение или изменение его свойств в результате химического или электрохимического воздействия окружающей среды.

- коррозия в электролитах - коррозия металлов в жидких средах, проводящих электрический ток (минерализованная вода);

- почвенная коррозия - коррозия подземных металлических сооружений под воздействием почвенной влаги;

- атмосферная коррозия - коррозия металлов в атмосфере воздуха, содержащего пары воды;

- электрокоррозия - коррозия металлических сооружений под воздействием блуждающих токов;

- биокоррозия - коррозия, вызванная жизнедеятельностью микроорганизмов, вырабатывающих вещества, ускоряющие коррозионные процессы.

Для защиты трубопроводов и оборудования от наружной коррозии используются пассивные и активные средства и методы. Подробно они рассматриваются ниже в п. 12.7.

Особенностью промысловых металлических сооружений, внутри которых находится продукция скважин, является интенсивная внутренняя коррозия. Для борьбы с ней используют: 1) нанесение на внутреннюю поверхность промысловых трубопроводов и оборудования защитных покрытий; 2) введение в поток транспортируемой среды ингибиторов коррозии; 3) технологические методы.

Применение внутренних защитных покрытий

Качественные защитные покрытия не только изолируют поверхность металла от контакта с коррозионной средой, но также предотвращают отложение солей и парафина, защищают трубы от абразивного износа, уменьшают гидравлическое сопротивление трубопроводов и, следовательно, энергетические затраты на транспортировку продукции скважин.

В нефтяной и газовой промышленности наибольшее применение в качестве защитных покрытий получили силикатные (стекло, стеклоэмаль) и полимерные (эпоксидные смолы, полиэтилен) материалы.

Силикатные покрытия наносят либо путем непосредственного контакта поверхности трубы с расплавом стекломассы, либо напыляют в виде порошка-шликера. Полимерные покрытия получают нанесением на трубы лакокрасочных материалов, порошковых материалов, находящихся в состоянии расплава и методом футерования.

Лакокрасочными называют материалы для получения покрытий, представляющие собой растворы, дисперсии и порошки. Основным их компонентом является пленкообразователь (эпоксидный, полиуретановый, каучуковый, фторопластовый и др.). Кроме того, в состав материала покрытия входит ряд других компонентов, от которых зависит прочность, пластичность, сплошность, прилипае-мость и другие свойства покрытия (пигменты, наполнители, пластификаторы, отвердители, добавки для улучшения смачивания и растекания по поверхности, прочие).

В зависимости от состава и назначения лакокрасочные материалы подразделяются на лаки, грунтовки, шпатлевки и краски (эмали). Лаки представляют собой растворы пленкообразователей в органических растворителях. Грунтовки, шпатлевки и краски - это пигментированные составы на основе различных пленкообразователей. Краски, изготовленные на лаках, получили название эмали, а на олифе - масляные краски.

Покрытие на основе лакокрасочных материалов в большинстве случаев представляет собой многослойную систему, состоящую из грунтовочных и покрывных слоев. Грунтовки наносят непосредственно на защищаемую поверхность после ее предварительной зачистки. Они улучшают прилипаемость и противокоррозионные свойства покрытия. Шпатлевки используют для выравнивания поверхности. Из-за меньшей прилипаемости к металлу их обычно наносят на грунтовку. Покрывные слои (эмали и лаки) обеспечивают стойкость и непроницаемость всей системы к внешней среде.

Недостатком лакокрасочных материалов, содержащих летучие растворители, является необходимость их многослойного нанесения на поверхность труб для перекрытия пор, образующихся в полимерной пленке в процессе испарения растворителя. Неудобством является необходимость сушки каждого слоя при комнатной или повышенной температуре. Кроме того, испарение растворителей загрязняет окружающую среду, ухудшает санитарно-гигиенические условия труда, повышает уровень пожаровзрывоопасности.

Порошкообразные материалы, применяемые для получения защитных покрытий, также представляют собой смесь пленкообразователей с необходимыми компонентами (пигменты, пластификаторы, стабилизаторы, отвердители и др.). Пленкообразование из порошкообразных материалов происходит в результате оплавления порошка на поверхности изделия.

Использование порошков позволяет получить однослойные сравнительно тонкие беспористые противокоррозионные покрытия, устойчивые к механическим повреждениям. При их применении сокращается цикл окраски, снижается процент брака по сравнению с материалами на основе органических растворителей, уменьшается расход материала и энергии, а также загрязнение окружающей среды, снижается стоимость покрытия.

Находят также применение гранулированные полимерные материалы, которые наносят на поверхность труб в виде расплава.

Дополнительное закрепление оболочки по концам трубы осуществляется специальными наконечниками, одновременно обеспечивающими возможность сварки стальных труб без нарушения целостности полиэтиленового покрытия.

Трубы, футерованные полиэтиленом, сочетают в себе химическую стойкость полиэтилена и механическую прочность стали, что позволяет резко увеличить срок службы промысловых трубопроводов. Технология футерования высокопроизводительна, не требует специальной подготовки поверхности труб.

Применение ингибиторов

Ингибиторами коррозии называют вещества, введение которых в агрессивную среду тормозит процесс коррозионного разрушения и изменения механических свойств металлов и сплавов.

Механизм защитного действия ингибиторов заключается либо в образовании на поверхности металлов защитных пленок, либо в подавлении электродных реакций, протекающих в процессе электрохимической коррозии.

К ингибиторам коррозии в нефтяной и газовой промышленности предъявляются следующие требования:

- высокая эффективность защиты;

- взрыво- и пожаробезопасность;

- небольшая (по сравнению с получаемой экономией) стоимость;

- отсутствие отрицательного влияния на основной технологический процесс и др.

Эффект от применения ингибиторов характеризует параметр, называемый степенью защиты, численно равный отношению уменьшения скорости коррозии к ее первоначальной величине.

Различают однократную и регулярную обработки промысловых объектов ингибиторами. В первом случае внутреннюю поверхность трубопроводов и аппаратов подвергают воздействию концентрированного раствора ингибитора (например, его прокачкой между двух поршней); какое-то время эффект последействия сохраняется. При регулярной обработке ингибиторы вводятся в коррозионно-активную среду с помощью дозирующих устройств: в газе - распыливаются форсунками, в жидкость - вводятся в виде растворов. При этом ингибиторы бывают водорастворимые и угле-водородорастворимые - действующие только соответственно в воде и в жидком углеводороде.

Сведения о некоторых типах ингибиторов, применяемых в условиях промыслов, приведены в табл. 7.8. Видно, что при относительно небольших дозировках их использование позволяет уменьшить скорость коррозии в несколько раз.

Применение ингибиторов - один из универсальных, технологически и экономически целесообразных методов защиты металлов от коррозии. При небольших капитальных затратах замедляется коррозионное разрушение конструкций, даже если они длительное время находились в эксплуатации. Положительной отличительной чертой применения ингибиторов является также то, что их введение в любой точке технологического процесса оказывает защитное действие и на оборудование последующих технологических этапов.

Обязательным условием протекания электрохимической коррозии является контакт металла с водой. В промысловых трубопроводах, по которым перекачивается обводненная нефть или влажный газ, такой контакт можно в значительной степени ограничить следующими путями:

- предотвращением выпадения воды из потока;

- удалением уже образовавшихся скоплений воды;

- уменьшением содержания воды в потоке.

При совместном движении в трубах нефти, газа и пластовой воды их взаимное расположение (структурная форма потока) может быть различным. Если скорости перекачки низкие, то газ движется вдоль верхней образующей трубы, нефть непосредственно под ним, а вода - вдоль нижней образующей. Здесь - в месте постоянного контакта металла с водой - создаются благоприятные условия для протекания электрохимической коррозии. Увеличением скорости потока за счет уменьшения диаметра труб можно добиться того, что вся вода (если ее не очень много) будет взвешена в газонефтяном потоке в виде капель, т.е. коррозия будет исключена.

При транспортировке влажного газа с температурой ниже точки росы в потоке образуются капли воды и конденсата. Чтобы они не оседали в газопроводе, должны поддерживаться такие скорости, при которых капли будут удерживаться турбулентными пульсациями газа. Данный результат также достигается некоторым уменьшением диаметра газопровода на этапе проектирования.

Если скопления воды в пониженных точках трассы промысловых трубопроводов все-таки образуются, то их надо периодически удалять. Это может быть сделано двумя способами: самим потоком перекачиваемой среды, либо пропуском специальных очистных поршней. В первом случае необходимо временно увеличить расход перекачиваемой среды. Тогда сначала от скоплений воды будут отрываться и уноситься отдельные капли, а при дальнейшем увеличении расхода все скопление начнет движение в виде пробки. Во втором -могут быть использованы либо механические скребки, либо специальные гелевые пробки. Однако для запуска механических средств нужны специальные камеры, которые на промысловых трубопроводах не сооружаются. Гелевые же очистные пробки можно формировать в самих трубопроводах. Кроме того, они отличаются лучшей проходимостью через местные сужения и крутые повороты.

Чем меньше содержание воды в нефтегазоводяном потоке, тем меньшая скорость потока необходима, чтобы перевести воду во взвешенное состояние. Поэтому предварительный сброс воды в системе промыслового сбора является одним из способов предотвращения внутренней коррозии трубопроводов.

К технологическим методам защиты от коррозии относится также применение коррозионно-стойких сталей и сплавов. Коррози-онно-устойчивыми являются трубы из алюминиевых сплавов Д16Т и Д16АТ, а также сталей 2X13, Х8, Х13, Х9М.

7.13. Стадии разработки залежей

При разработке нефтяной залежи различают четыре стадии:

I - нарастающая добыча нефти;

II - стабилизация добычи нефти;

III - падающая добыча нефти;

IV - поздняя стадия эксплуатации залежи.

На первой стадии нарастание объемов добычи нефти обеспечивается в основном введением в разработку новых эксплуатационных скважин в условиях высоких пластовых давлений. Обычно в этот период добывается безводная нефть, а также несколько снижается пластовое давление.

Вторая стадия - стабилизация нефтедобычи - начинается после разбуривания основного фонда скважин. В этот период добыча нефти сначала несколько нарастает, а затем начинает медленно снижаться. Увеличение добычи нефти достигается: 1) сгущением сетки скважин; 2) увеличением нагнетания воды или газа в пласт для поддержания пластового давления; 3) проведением работ по воздействию на призабойные зоны скважин и по повышению проницаемости пласта и др.

Задачей разработчиков является максимально возможное продление второй стадии. В этот период разработки нефтяной залежи в продукции скважин появляется вода.

Третья стадия - падающая добыча нефти - характеризуется снижением нефтедобычи, увеличением обводненности продукции скважин и большим падением пластового давления. На этой стадии решается задача замедления темпа падения добычи нефти методами, применявшимися на второй стадии, а также загущением закачиваемой в пласт воды.

В течение первых трех стадий должен быть осуществлен отбор 80. 90 % промышленных запасов нефти.

Четвертая стадия - поздняя стадия эксплуатации залежи -характеризуется сравнительно низкими объемами отбора нефти и большими отборами воды. Она может длиться достаточно долго - до тех пор пока добыча нефти будет оставаться рентабельной. В этот период широко применяются вторичные методы добычи нефти по извлечению оставшейся пленочной нефти из пласта.

При разработке газовой залежи четвертую стадию называют завершающим периодом. Он заканчивается, когда давление на устье скважин составляет менее 0,3 МПа.

УГНТУ, Жданов Р. А., 1 курс 1 семестр, дисциплина "Основы нефтегазопромыслового дела", 20 страниц, 2009 г.

Что я знаю о трубопроводном транспорте?
Введение
Изоляционные материалы
Классификация изоляционных покрытий трубопроводов
Полимерные материалы
Заводские полимерные покрытия
Битумные материалы
Лакокрасочные материалы
Стеклянные покрытия
Стеклоэмалевые покрытия
Остеклование труб
Список использованной литературы

В реферате описывается краткий курс истории развития трубопроводного транспорта, их сегоднейшее состояние, приводится классификация изоляционных покрытий газонефтепроводов и рассматривается каждый вид покрытий. Содержит цветные иллюстрации.

Волков М.М. Справочник работника газовой промышленности

формат djvu
размер 10.21 МБ
добавлен 16 февраля 2011 г.

В справочнике приводятся сведения по составу и характеристикам природного газа, физическим свойствам природных газов, по удельным капитальным вложениям в строительстве магистральных газопроводов. Приводятся сведения по очистке и осушке природного газа, гидравлическим расчетам с помощью формул и номограмм.

Инструкция по неразрушающим методам контроля качества сварных соединений при строительстве и ремонте промысловых и магистральных газопро

формат doc
размер 1.33 МБ
добавлен 01 марта 2011 г.

Контрольная работа -Сооружение и эксплуатация трубопроводных систем

формат docx
размер 146.4 КБ
добавлен 15 сентября 2009 г.

ПГТУ, 2009год .1. Предпроектные и проектные работы в строительстве газо- и нефтепроводов 2. Содержание СНиП 2.05.13- 903. Классификация нефтепроводов и газопроводов 4. Схема укладки магистрального нефте- и газо-провододов 5. Система сбора нефти- и газоместорождений 6. Защита нефтепроводов и газопроводов от коррозии 7. Сооружение резервуаров и фундаментов для них

Крамской В.Ф. Телегин Л.Г. Новоселов В.В. Васильев Г.Г. Иванов В.А. Современные методы строительства компрессионных станций магистрального газопровода

формат pdf
размер 1.47 МБ
добавлен 20 января 2010 г.

Изложены материалы по проектированию и строительству основных наземных объектов магистральных газопроводов. Для научных работников и студентов, обучающихся по специальности "Сооружение газонефтепроводов и хранилищ" в качестве курса лекций "Сооружение компрессорных и насосных станций магистральных трубопроводов". 1999г. 1. Архитектурно-строительные решения компрессорных станций. 2. Технологическое оборудование и технологические трубопроводы компре.

Нормы и правила при проектировании и строительстве внутриплощадочных трубопроводов газовых объектов

формат pdf
размер 417.3 КБ
добавлен 11 декабря 2009 г.

Совместное письмо Госгортехнадзора №10-03/372 и ООО Газнадзор №30/3-392 от 26.03.2004 О применении норм и правил при проектировании и строительстве внутриплощадочных трубопроводов газовых объектов В письме разъясняется, что на газовых объектах (УКГПГ, ГС, ГСП, ГРС, ГИС, УЗРГ, КС, КСПХГ и др. ), на внутриплощадочные технологические трубопроводы основного назначения распространяются требования СНиП 2.05.06-85* и на внутриплощадочные технологические.

Свод Правил - Система нормативных документов в строительстве. Cооружение магистральных трубопроводов. Сооружение подводных переходов

формат pdf
размер 1.4 МБ
добавлен 07 декабря 2010 г.

Свод Правил разработан ассоциацией "Высоконадежный трубопроводный транспорт", РАО "Газпром", АО "Роснефтегазстрой", АО "Подводтрубопроводстрой", АО "ВНИИСТ". Согласовано с Госгортехнадзором РФ (письмо № 10-03/35 от 28.01.1997 г. ) и Минстроем России (письмо № 13-37 от 27.01.1997 г. ). Настоящий "Свод Правил по сооружению магистральных газопроводов" был разработан ассоциацией "Высоконадежный трубопроводный транспорт" по заданию РАО "Газпром" в соо.

Спектор Ю.И. Новые технологии в трубопроводном строительстве на основе технической мелиорации грунтов

формат djvu
размер 3.33 МБ
добавлен 06 апреля 2011 г.

М.: Недра, 1996. - 208 с. Описаны теоретические основы и даны практические рекомендации по использованию химических, физических и физико-химических методов технической мелиорации грунтов при проектировании, строительстве и реконструировании объектов магистральных и промысловых газонефтепродуктопроводов. Приведены методики расчета конструкций на основе закрепленных грунтов, схемы и технологии строительства объектов трубопроводного транспорта.

Суворов А.Ф.,Васильев Г.Г.,Горяинов А.Ю. и др. Сварочно-монтажные работы в трубопроводном строительстве

формат djvu
размер 2.06 МБ
добавлен 21 октября 2010 г.

Учебное пособие для вузов. -М.: ЗАО "Звезда", 2006-240с.: ил djvu Рассмотрены вопросы технологии сварочно-монтажных работ в нефтегазопроводном строительстве. Изложены вопросы организации трубопроводного строительства и основы сварочного производства, приведены различные современные виды и технологии сварки трубопроводов. Даны сведения по стальным трубам, сварочным материалам и оборудованию. Приводятся расчеты основных сварочных параметров. Учебно.

Теплинский Ю.А., Быков И.Ю. Управление эксплуатационной надежностью магистральных газопроводов

формат djvu
размер 5.31 МБ
добавлен 10 августа 2011 г.

Издательство: ЦентрЛитНефтеГаз, 2007. - 400 с. Рассмотрены методы управления эксплуатационной надежностью магистральных газопроводов. Представлены методология параметрических измерений, методы оценки опасности коррозии и стресс-коррозионного образования трещин, методики определения прочностного ресурса труб, подверженных механическим повреждением, и сварных стыков со смещением торцевых кромок, а также методика оценки стойкости антикоррозионных.

Шубин Е.П. Материалы, методы устройства и расчет тепловой изоляции трубопроводов

формат djvu
размер 3.65 МБ
добавлен 16 апреля 2010 г.

М.: ГОСЭНЕРГОИЗДАТ, 1948. – 151 с. В книге рассматриваются теплоизоляционные материалы и конструкции, а также монтаж теплоизоляции трубопроводов и методы ее теплового и экономического расчета, поясненные численными примерами. К книге приложены характеристики основных изоляционных материалов и изделий союзного производства, а также расчетные таблицы и графики. Книга предназначена для повышения квалификации инженеров и техников. Требования, предъ.

В настоящее время одной из основных проблем при транспорте нефти является постепенное разрушение нефтепроводов под действием коррозии. Существуют такие виды коррозии как: химическая и электрохимическая.

Процесс химической коррозии заключается в постепенном разрушении металла под действием коррозийной среды. Его сущность сводится к окислительно-восстановительной реакции: происходит одновременное окисление металла и восстановление окислительного компонента. В качестве окислителя могут быть как сухие газы ( O 2, CO 2, SO 2, NO 2 и т.д.), так и жидкости, не являющиеся электролитами (нефть, бензин, керосин и т.д.). Движущей силой данного процесса является термодинамическая неустойчивость металлов, то есть они стремятся перейти в более устойчивое состояние. Возможность самопроизвольного протекания химической коррозии можно определить по знаку изменения изобарно-изотермическому потенциалу G . При Δ G

Электрохимическая коррозия – это процесс самопроизвольного разрушения металла под действием электролитов, в качестве которых могут выступать растворы щелочей, кислот, солей, влажные газы, морская вода и т.д. По сравнению с химической коррозией, взаимодействие металла с окислителем включает анодное окисление металла и катодное восстановления окислителя. Процесс основан на том, что поверхность любого металла неоднородна из-за чего разнородные участки металла имеют различные значения электродных потенциалов. Участки с меньшим значение потенциала, являются анодом и на них протекает процесс окисления, а участки с большим электродным потенциалом – катодом, на них идет восстановление.

Коррозия при транспортировке нефти влечет за собой массу самых различных проблем:
- разрушение трубопроводов как изнутри, так и снаружи;
- уменьшение времени между профилактическими осмотрами магистралей и ремонта;
- дополнительные затраты на замену оборудования и труб;
- полная или частичная остановка нефтеперерабатывающего комплекса;

- понижение качества транспортируемой нефти.

Основываясь на всех этих фактах, можно сказать, что проблема коррозия нефтепроводов не потеряла свою актуальность и по сей день.

Причиной возникновения внутренней коррозии нефтепровода является коррозионная активность нефти, обусловленная содержанием в ней химически активных веществ, которые остаются даже после подготовки продукта к транспортировке. В число таких веществ входят молекулы воды, кислорода, кислородосодержащих вещества, соли и сернистые соединения. Основное влияние на степень коррозийной агрессивности нефти оказывает концентрация меркаптанов-тиоспиртов (R-SH), сероводорода и свободной серы. Причиной внешней коррозии в большей степени являются атмос ферные условия и влияние грунтовых вод.

Основной целью нефтяной промышленности в области транспортировки нефти является защита трубопроводов от коррозии, что повышает срок службы используемых труб и сохраняет качество транспортируемой нефти. Для решения данной цели используются различные способы защиты, которые принято делить на пассивную и активную защиту.

Пассивная защита нефтепроводов от коррозии

Пассивная защит заключается в воспрепятствовании образования коррозии, но не воздействует на причину её появления. Она основана на использовании специальных изоляционных покрытий. Для нефтепроводов применяют как внешнее покрытие, необходимое для защиты труб от почвенной коррозии, так и внутреннее, защищающая непосредственно от коррозионно-активных компонентов нефти.
Внешнее покрытие изолирует наружную поверхность трубы от контакта с грунтовыми водами и от блуждающих электрических токов. Чаще всего применяют покрытия на битумной, полимерной или лаковой основе.

Помимо высокой коррозийной устойчивости, изоляционные покрытия должны удовлетворять следующим основным требованиям:
- обладать высокими диэлектрическими свойствами;
- быть сплошными и герметичными;
- обладать хорошей адгезией (цепкостью) к металлу трубопровода;
- обладать высокой механической прочностью и эластичностью; высокой биостойкостью;
- быть термостойкими.

Основываясь на ГОСТе 9.602-2016, можно выделить три типа покрытий трубопроводов: нормальное, усиленное и весьма усиленное. Наиболее разнообразным из них по видам конструкций является усиленный. Выбор того или иного типа основывается в главной степени от коррозийности почвы.

Внутреннее покрытие нефтепровода не менее значимо, чем качество самой стальной трубы и внешнего защитного слоя. Для соответствия современным стандартам оно должно быть – стойким к коррозии, выдерживать температурные перепады, быть инертным к транспортируемым материалам, а также иметь гладкую поверхность для уменьшения турбулентности потока. Среди разнообразных видов внутреннего покрытия одним из самых перспективных считается эпоксидное покрытие.

Однако при использовании только изоляционных покрытий, при длительной эксплуатации трубопроводов, все же возникают сквозные коррозионные повреждения через 6-9 лет. Поэтому для большей долговечности, в совокупности с перечисленными методами, применяю активные способы защиты труб от коррозии.

Активная защиты нефтепроводов от коррозии.

Активная защита заключается непосредственно в воздействие на причину появления коррозии. Она основана на использовании электрического тока и электрохимических реакциях ионно-обменного типа.
Катодный метод.
Метод основан создании отрицательного потенциала на поверхности трубопровода. На анодные заземлители подаётся катодный ток. Они, поляризуют через грунт, в который помещены, защищаемую конструкцию. Затем из конструкции метала потенциал смещается к значениям, максимально замедляющих процесс коррозии. И даже в очень редких случаях эти процессы останавливаются вовсе. На ЭГТ — основе заземлителя — создаётся положительный потенциал, и именно он, а не защищаемый объект, разрушается со временем. Непосредственно от харасктеристик заземлителей зависит эффективность всей защитной системы.
Катодная защита применяется как самостоятельный, так и дополнительный вид коррозионной защиты.

Протекторный метод защиты.

Данный метод получил свое название из-за электродов, которые в нем используются. Он основан на присоединении к защищаемому трубопроводу более электроотрицательный металл – протектор, который защищает конструкцию от разрушения, так как впоследствии он образует на их поверхности плотную защитную пленку, благодаря чему все окислительные процессы прекращаются. Протектор растворяется в окружающей среде, после чего его следует заменить. В качестве протекторов применяют такие металлы, как магний, цинк, алюминий. Протекторную защиту применяют в тех случаях, когда с организацией катодной защиты возникают трудности из-за получения энергии со стороны, а организация специальных электролиний невыгодна с экономической точки зрения. Протекторная защита трубопроводов от коррозии является наиболее экономически выгодным и доступным в настоящее время. Он подходит для защиты труб, располагаемых под землей, морской и речной воде. В кислых средах скорость саморастворения слишком высока, поэтому использование протекторов в них бессмысленна.
Рассмотрим подробнее металлы, применяемые для протекторной защиты трубопроводов. Использование чистых металлов в качестве протекторов не всегда рационально. Так, например, чистый цинк неравномерно растворяется вследствие крупнозернистой дендритной структуры, поверхность чистого алюминия покрывается плотной оксидной пленкой, а магний имеет высокую скорость собственной коррозии. Поэтому, для того чтобы повысить требуемые эксплуатационные характеристики протекторов, вводят легирующие элементы. В качестве таких элементов используют: Cd, ln, Gl, Hg, Tl, Mn, Si (от сотых до десятых долей процента), Fe, Ni, Cu, Pb (поддерживают на уровне десятых или сотых долей процента). Железо используют либо в чистом виде, либо в виде углеродистых сталей.
Алюминиевые протекторы применяют для трубопроводов, располагающихся в морской воде, а также в прибрежном шельфе.

Магниевые протекторы нашли свое использование в слабо-электропроводных средах - грунтах, пресных или слабосоленых водах, так как эффективность действия алюминиевых и цинковых протекторов в них низки. Однако использование магниевых протекторов связано с опасностью развития водородного охрупчивания и коррозионного растрескивания оборудования.

Цинковые протекторы. В случае если цинковый протектор применять в слабосоленой, пресной воде либо почвах, он быстро станет непригодным. Поэтому их применяют для трубопроводов, располагаемых в морской воде.
Анодная защита.
Хорошо электропроводные коррозионные среды - именно в них применяется анодная защита нефтепроводов от коррозии. При анодной защите потенциал защищаемого металла смещается в более положительную сторону до достижения пассивного устойчивого состояния системы.
Анодную защиту можно реализовать несколькими способами: сместить потенциал в положительную сторону благодаря источнику внешнего электрического тока или ввести в коррозионную среду окислители, которые повысят эффективность катодного процесса на поверхности металла.
Для того, чтоб узнать возможность применения анодной электрохимической защиты для определенного объекта, необходимо проанализировать анодные поляризационные кривые, с помощью которых можно определить потенциал коррозии исследуемой конструкции в определенной коррозионной среде и область устойчивой пассивности и плотность тока в этой области.

Данный метод достаточно неэкономичен в связи с тем, что для него необходимо наличие постоянной подачи электрического тока, это приводит к увеличению затрат как денежных, так и энергетических.

Стоит отметить, что полностью остановить коррозию нефтепроводов при транспортировке нефти на данный момент является невозможным. Однако грамотное использование методов пассивной и активной защиты в совокупности позволят в разы увеличить срок эксплуатации труб. Сейчас не одно строительство нефтепроводов не обходится без применения вышеперечисленных методов. Не смотря на дороговизну и трудоемкость процесса, они позволяют достичь наивысшие эксплуатационно-экономические показатели.

Список литературы.

ГОСТ 9.602-2016 Единая система защиты от коррозии и старения (ЕСЗКС). Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии.

Электронный учебник "Физическая химия. Химическая термодинамика"Данилин В.Н., Шурай П.Е., Боровская Л.В.
Краснодар, 2010.

Учебник "Защита трубопроводов от коррозии" Ф.М. Мустафин Санкт-Петербург 2005.

Электрокоагуляционная очистка воды от коллоидных ПАВ Боровская Л.В., Доценко С.П.
Современные наукоемкие технологии. 2010. № 4. С. 76-78.

Физико-химические и технические проблемы аккумулирования тепла Марцинковский А.В., Данилин В.Н., Доценко С.П., Шурай П.Е., Шабалина С.Г., Долесов А.Г., Боровская Л.В., Гнеушев М.Ю., Дегтярев А.И. Физико-химический анализ свойств многокомпонентных систем. 2003. № 1. С. 21.

В настоящее время для более эффективной защиты нефтепроводов от коррозии выдвигают ряд научно-инженерных задач:
1. разработка теории и практики создания новых и усовершенствования существующих изоляционных покрытий с повышенными физико-механическими защитными и технологическими свойствами;
2. обеспечение круглогодичного ведения изоляционно-укладочных работ в различных климатических условиях;
3. развитие научных методов прогнозирования долговечности покрытий с целью выбора наиболее экономичных систем защиты нВ основе различных изоляционных материалов;
4. разработка новых и совершенствование существующих методов и средств электрозащиты.

Содержимое работы - 1 файл

курсова моя.docx

ВВЕДЕНИЕ

В процессе эксплуатации нефтепровод подвергается коррозии, что приводит к его разрушению и вследствие чего может произойти потеря нефти или нефтепродукта.

Еще до 21 века защита нефтепровода осуществлялась только пассивными методами, т. е. покраской и нанесением битумной изоляции на наружной поверхности трубопровода, но в связи с расширением районов строительства, например в северных направлениях, где в основном трасса трубопроводов проходит через заболоченные, обводненные, засоленные участки, эффективность защиты трубопроводов только покрытиями стала явно недостаточным. Поэтому для более эффективной защиты трубопровода от коррозии начали применять комплексный метод защиты от коррозии, который сочетает средства электрозащиты и изоляционные покрытия.

В своей курсовой работе для защиты от коррозии газопровода я использую пассивную и активную защиты. В качестве пассивной защиты я предлагаю применить новый тип изоляционного покрытия “Пластобит”

В связи с расположением вдоль трассы нефтепровода железнодорожных путей, которые являются источником блуждающих токов, в качестве активной защиты предлагаю использовать электродренажную и катодную защиты.

В настоящее время для более эффективной защиты нефтепроводов от коррозии выдвигают ряд научно- инженерных задач:

разработка теории и практики создания новых и усовершенствования существующих изоляционных покрытий с повышенными физико-механическими защитными и технологическими свойствами;
обеспечение круглогодичного ведения изоляционно-укладочных работ в различных климатических условиях;
развитие научных методов прогнозирования долговечности покрытий с целью выбора наиболее экономичных систем защиты нВ основе различных изоляционных материалов;
разработка новых и совершенствование существующих методов и средств электрозащиты.

1. ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНА СТРОИТЕЛЬСТВА

В своей курсовой работе я рассматриваю защиту магистрального газопровода от коррозии диаметром 1420 мм и протяженностью 10 км Бованенково — Ухта, входящая систему газопроводов Ямал-Европа.

Длина рассчитываемого участка составляет 10 км – этот участок находится недалеко от Бованенковского месторождения. Бованенковское месторождения - гигантское газовое месторождение на полуострове Ямал.

На Ямале распространен субарктический, а на севере — арктический климат. Средние температуры января составляют от −23 до −27 градусов по шкале Цельсия, июля — от +3 до +9. Количество осадков невелико: около 400 мм/год. Толщина снежного покрова составляет в среднем 50 см.

Годовой слой стока на севере полуострова составляет 150 мм, на юге — 300 мм. Реки замерзают к середине октября, вскрываются в начале июня, многие реки и озёра к концу зимы промерзают до дна. Тип питания рек снеговой. Половодье в июне.

Ямал находится в природной зоне тундры, южная часть — в лесотундре. Повсеместно распространена многолетняя мерзлота, талые грунты встречаются только под крупными реками и озёрами.

Среди почв преобладают подбуры, глеезёмы и торфяные почвы

Рельеф Ямала исключительно ровный, перепады высот не превышают 90 м. Средняя высота полуострова около 50-ти метров.

Особенностью района является: суровый климат (холодная длинная зима, прохладное короткое лето, сильные ветра), сильная заболоченность, особенно юго-западных и северо-восточных побережий; повсеместное распространение многолетней мерзлоты; высокий коэффициент увлажнения; отсутствие лесной растительности

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Виды коррозии и коррозионных разрушений

Самопроизвольное окисление металлов, уменьшающее долговечность изделий, называется коррозией (от позднелат. сorrosion – разъедание). Среда, в которой металл подвергается коррозии, называется коррозионной, или агрессивной. При этом процессе образуются продукты коррозии: химические соединения, содержащие металл в окисленной форме.

По характеру взаимодействия металла со средой различают два основных типа коррозии: химическую и электрохимическую.

Химическая коррозия происходит по законам кинетики химических реакций металла с окружающей газообразной или жидкой средой. При этом продукты коррозии образуются непосредственно на всем участке поверхности металла, находящемся в контакте с агрессивной средой. С химическим механизмом протекают следующие виды коррозионных процессов:

газовая коррозия – окисление металла кислородом или другим газом при высокой температуре и полном отсутствии жидкостной пленки на поверхности металлического изделия (например, коррозия лопаток газовых турбин на компрессорных станциях газопроводов, образование окалины при нагреве и прокате металла);
коррозия в неэлектролитах – разрушение металла в жидких или газообразных агрессивных средах, обладающих малой электропроводимостью (например, коррозия внутренней поверхности трубопроводов и аппаратуры при перекачке высокосернистых сортов нефти).

Электрохимическая коррозия – это окисление металла в электропроводных средах, сопровождающееся образованием электрического тока. При этом взаимодействие металла с окружающей средой характеризуется анодными и катодными процессами, протекающими на различных участках поверхности металла. Продукты коррозии образуются только на анодных участках. С электрохимическим механизмом протекают следующие виды коррозионных процессов:

коррозия в электролитах – коррозия металлов в жидких средах, проводящих электрический ток; в зависимости от вида электролита различают коррозию в морской или речной воде, растворах кислот, щелочей и солей (кислотная, щелочная и солевая виды коррозии);
почвенная коррозия – коррозия подземных металлических сооружений под воздействием почвенного электролита;
электрокоррозия – коррозия металлического подземного сооружения, вызванная проникновением на сооружение токов утечки с рельсов электрифицированного транспорта или других промышленных электроустановок и сооружений;
атмосферная коррозия – коррозия металлов в атмосфере воздуха или в среде любого влажного газа;
биокоррозия – частный случай почвенной коррозии, протекающей под воздействием микроорганизмов, в результате которых образуются вещества, ускоряющие коррозионные процессы;
контактная коррозия – коррозия вызванная электрическим контактом двух металлов, имеющих различный электрохимический потенциал.

Для основной массы металлов, эксплуатирующихся в атмосфере, морской и речной воде, а также в почве, характерна электрохимическая коррозия.

Помимо перечисленных видов коррозии возможны также:

коррозия под напряжением – при одновременном воздействии коррозионной среды и механических напряжений в металле;
щелевая коррозия – ускорение коррозионного разрушения металла электролитом в узких зазорах и щелях (в резьбовых и фланцевых соединениях);
коррозионная эрозия – при одновременном воздействии коррозионной среды и трения;
коррозионная кавитация – при одновременном коррозионном и ударном воздействии окружающей среды (разрушение лопаток гребных винтов на судах, коррозия лопаток рабочих колес центробежных насосов).

Виды коррозионных разрушений

Процесс коррозии начинается с поверхности металлического сооружения и распространяется в глубь него. При этом изменяется внешний вид металла: на его поверхности образуются углубления (язвы, пятна), заполненные продуктами коррозии. По характеру коррозионного разрушения металлов различают следующие виды коррозии:

сплошная – коррозия по всей поверхности металлической конструкции, находящейся под воздействием коррозионной среды;
местная – коррозия на отдельных участках поверхности металлической конструкции;

Сплошная коррозия может быть:

равномерной – протекающей с одинаковой скоростью по всей поверхности металлической конструкции (например, коррозия углеродистой стали в растворах серной кислоты);
неравномерной – протекающей с неодинаковой скоростью на различных участках поверхности металла (например, коррозия углеродистой стали в морской воде).

Местная коррозия может быть следующих видов:

пятнами – в виде отдельных пятен, диаметр которых больше

глубины прокорродировавшего слоя металла (например коррозия латуни в морской воде);

язвенная – в виде отдельных к аверн, диаметр которых соответствует их глубине (например, коррозия углеродистой стали в почве);

точечная, или питтинговая – в виде множества отдельных точек диаметром

0,1-2 мм (например, коррозия аустенитной хромоникелевой нержавеющей стали в

подповерхностная – коррозия, распространяющаяся преимущественно под поверхностью металла и его расслоение (например, образование пузырей на поверхности листового металла);

структурно-избирательная – при которой разрушается главным образом только одна структурная составляющая сплава (например, графитизация чугуна, обесцинкование латуни);

сквозная – сквозное разрушение металла (например, при дальнейшем развитии язвенной или точечной коррозии);
межкристаллитная – распространяющаяся по границам кристаллов металла (этот вид коррозии, не меняя внешний вид поверхности металла, приводит к быстрой потере прочности);

коррозионное растрескивание – образование коррозионных трещин вследствие коррозионной усталости металла и действия постоянных растягивающих напряжений.

Язвенная и точечная виды коррозии особенно опасны для трубопроводов и резервуаров, так как они быстро могут привести к сквозному проржавлению стенок и, следовательно, к аварии, поскольку около каверн и питтингов происходит концентрация местных напряжений. Межкристаллитная коррозия и коррозионное растрескивание особенно опасны для трубопроводов и котлов высокого давления, тросов, валов машин и тонкостенных профилей, несущих силовую нагрузку.

2.2 Способы защиты трубопровода от коррозии

В связи с тем что коррозия – естественный процесс, обусловленный термодинамической нестойкостью металлов в эксплуатационных условиях, срок службы металлических изделий часто бывает относительно коротким. Продлить его можно в основном четырьмя способами, которые широко используются в практике:

изоляция поверхности металлических изделий от агрессивной среды;
воздействие на металл с целью повышения его коррозионной устойчивости;
воздействие на окружающую среду с целью снижения ее агрессивности;
поддержание такого энергетического состояния металла, при котором окисление его термодинамически невозможна или сильно заторможено.

1) Первый способ носит название пассивной защиты. К нему относятся следующие методы:

Читайте также: