Коррозия Территории Нефтегаз № 2 (44) 2020

В статье представлена методика расчета вероятной аварийности промысловых нефтепроводов по причине внутренней коррозии. Для прогнозирования использовалась модель, основанная на статистико-математическом методе, позволяющая смоделировать и спрогнозировать скорость коррозии с необходимым горизонтом планирования.Ключевые слова: нефтепровод, аварийность, коррозия, прогнозирование, моделирование, надежность.

Основные объемы углеводородов, добываемых мировой нефтегазовой промышленностью, транспортируются с помощью трубопроводов. Металл трубопровода подвергается воздействию различных сред – газообразной, жидкой и твердой, что обусловливает его механический и коррозионный износ. Развитию коррозии на поверхности трубопровода способствуют, в частности, такие факторы, как контакт с грунтовым электролитом, влажность грунта, его температура, значение рН, наличие микроорганизмов, а также дефекты, полученные при изготовлении и укладке трубы в траншею. Основной задачей эксплуатационных служб является поддержание рабочего ресурса трубопроводов в течение регламентированного срока службы.В статье описан способ обследования очагов коррозии и отслоения защитного покрытия на магистральном трубопроводе в целях определения геометрических размеров коррозионных дефектов без удаления изоляции. В рамках проведенного исследования образец трубы газопровода с имеющимися видимыми и невидимыми дефектами был обследован с помощью вихретокового дефектоскопа. Испытания проводились в отношении четырех видов дефектов – задиров, гофр, точечных сквозных дефектов и царапин. На поверхности каждого участка с дефектом были сделаны отметки, содержащие информацию о месте и параметрах отслоения изоляции. Далее в масштабе 1:1 была построена графическая интерпретация размеченной области, позволившая уточнить границы и уровень отслоения защитного покрытия. Результаты исследования показали, в частности, что на границе отслоения изоляции от подложки возникают резкие скачки величины сигнала дефекта.Методика, представленная в статье, позволяет точно оценить геометрические размеры коррозионного очага или отслоения покрытия от подложки даже в отсутствие видимых дефектов.Ключевые слова: дефект изоляционного покрытия, очаг грунтовой коррозии, трубопроводный транспорт, вихретоковый дефектоскоп, геометрия дефекта.

В нефтегазовой отрасли наиболее подверженным коррозионному износу является нефтепромысловое оборудование. Присутствие в технологической среде, контактирующей с его поверхностью, коррозионно-активных агентов значительно уменьшает срок его эксплуатации. Металл оборудования одновременно подвергается воздействию различных сред: газообразной, жидкой и твердой. Поэтому одной из основных задач служб эксплуатации является обеспечение рабочего ресурса нефтепромыслового оборудования в течение регламентированных показателей.В статье представлены результаты коррозионных испытаний образцов, выполненных из трубных сталей, в пластовой воде и нефтяной эмульсии. Объектом исследования являлся участок трубы путевого нагревателя нефти с локальным коррозионным дефектом, выполненный из стали 09Г2С. Целью исследований были сравнение скорости коррозии различных марок конструкционных сталей и, при необходимости, правильный выбор материала трубы, одновременно работающей в контакте с пластовой водой и нефтяной эмульсией. Гравиметрические испытания проводились согласно стандартным методикам. Для оценки развития локальных видов коррозии осуществлялся визуальный осмотр поверхности образцов во время их экспозиции в коррозионной среде и после испытаний.Результаты исследования показали, что скорость коррозии образцов из различных марок сталей находится в пределах одних значений, при этом значения скорости коррозии довольно низкие и находятся в рамках допустимых (0,1 мм / год) для материала нефтегазового оборудования. Скорость коррозии образца из стали 09Г2С, вырезанного из трубы с коррозионным дефектом, также находится в пределах нормы и составляет 0,023 мм / год. Развитие локального коррозионного дефекта не связано с наличием коррозионных агентов в составе среды, представленной для испытаний. Возможно, он образовался за счет врожденного дефекта при изготовлении трубы.

В статье представлены результаты испытаний на химическую стойкость и термоциклирование ламинатов из ненасыщенных винилэфирных смол, традиционных покрытий, таких как эбонит, и эпоксидного ламината. Описаны алгоритмы проведения испытаний, в ходе которых были определены и подтверждены параметры использования ламинатных покрытий в травильно-промывочных растворах солянокислых систем для нефтяной и газовой промышленности. По результатам испытаний, в частности, подтверждено, что ламинатные покрытия из ненасыщенных винилэфирных смол могут применяться при температурах от –30 до 60 ºC с техобслуживанием не реже чем раз в три года, тогда как интервал применения эпоксидных ламинатных покрытий составляет –45…80 ºC с техобслуживанием раз в пять лет. Кроме того, отмечено, что при производстве работ с ламинатами ненасыщенных винилэфирных смол необходимо обеспечить персонал специальными условиями труда, средствами индивидуальной защиты и безыскровым инструментом, в то время как работа с эпоксидными ламинатами не требует соблюдения специальных условий и может проводиться рядом с работающим оборудованием.

Рассмотрены вопросы технологии гальванического меднения внутренней поверхности муфт коррозионно-стойких насосно-компрессорных труб с резьбовыми соединениями класса премиум из стали типа 13Cr или хром-никелевых сплавов с использованием установки гальванического меднения ЕСМ1. В отличие от традиционно используемых линий гальванической обработки установка позволяет проводить обработку непосредственно внутренней поверхности муфты, используя ее в качестве ванны для циркуляции последовательно подаваемых растворов и промывных вод. При этом необходимые растворы и промывные воды размещаются в емкостях, установленных на каркасе установки. Обработка муфт осуществляется с помощью подкатного и прижимного столов с 20 посадочными местами с одно- или двухконтактной оснасткой под каждый типоразмер муфт, что позволяет проводить одновременную обработку 20 муфт. В результате проведенных в 2015–2019 гг. исследований была разработана технология нанесения медного противозадирного покрытия из сернокислых электролитов с нанесением промежуточного никелевого подслоя при использовании нерастворимых анодов. Использование технологии позволило получить покрытие на муфтах из стали типа 13Cr, отличающееся высокими адгезией и противозадирными свойствами, обеспечивающими 3–10 циклов свинчивания-развинчивания резьбовых соединений. Возможности установки гальванической обработки внутренней поверхности муфт не исчерпываются нанесением медного покрытия на высоколегированные стали и сплавы. Установка позволяет расширить сортамент выпускаемой продукции за счет применения новых функциональных покрытий на муфтах из различных марок сталей, в т. ч. из сталей повышенной коррозионной стойкости серий Cr1, Cr3, Cr5.

Современный этап развития техники ставит новые задачи в области разработки высокоэффективных покрытий, стойких к агрессивным средам, высоким температурам, износу, истираемости и другим специфическим условиям эксплуатации. К числу наиболее действенных технологий защиты металлов относится применение силикатно-эмалевых покрытий. Под эмалированием следует понимать прочное соединение металла основы с силикатной эмалью, что позволяет получить сочетание материалов, обладающих уникальными физико-техническими свойствами, которые можно использовать при работе с высоко- и слабоагрессивными средами, в т. ч. в химической, нефтяной и газовой отраслях, черной и цветной металлургии и др. Стоит отметить, что защита от коррозии и износа не единственная задача покрытия. Силикатная эмаль служит для улучшения качества поверхности в целом и формирования новых материаловедческих и функциональных свойств новой системы композиционного материала «металл – эмаль».Основные направления разработок в области эмалирования материалов должны быть направлены на промышленное освоение энергосберегающих и экологически безопасных технологий эмалирования, а также на поиск нетрадиционных областей применения эмалированных изделий. Создание таких эмалей позволит, в частности, уменьшить загрязнение как производственных помещений, так и окружающей среды благодаря исключению из их состава летучих и небезопасных компонентов, а также повысить уровень безопасности работы персонала за счет антибактериальных свойств эмалей.

Коррозия термодинамически неизбежна, однако именно термодинамика подсказывает наиболее эффективный способ борьбы с коррозией – катодную протекторную защиту. При таком способе защиты реакция разрушения железа становится термодинамически невозможной, следовательно, коррозия полностью прекращается! Остальные способы менее эффективны: ингибиторы лишь замедляют процесс, а барьерные покрытия склонны к локальной и подпленочной коррозии.

Наша научно-производственная инжиниринговая компания открылась в 2000 г., после разрушительного кризиса 1998 г., на рубеже столетий и тысячелетия, и вот нам уже 20 лет. Благодаря интеллектуальному уровню сотрудников, специализирующихся в области GIS-технологий, защиты от коррозии, диагностики, а также обучению в Англии стандарту NAСE, патенту № 2459136 «Способ мониторинга коррозии и устройство для его осуществления», испытательному центру – химико-аналитической лаборатории за прошедшие десятилетия ЗАО «КОРМАКО» не только не потеряло завоеванные позиции, но, напротив, расширилось, пережив и кризисы 2008 г., 2014 г., 2020 г., и налоговые потрясения 2010 г., когда государство уравняло налоговую нагрузку для всех предприятий, и пятикратное снижение тендерных расценок в 2020 г. В течение 10 лет мы были представителями фирмы CORMON LTD, NACE, по реализации приборов онлайн-мониторинга коррозии. Компания неоднократно принимала участие в различных форумах, в т. ч. представляя Российскую Федерацию на международных мероприятиях, таких, к примеру, как EXPO 2005 (Аичи, Япония). На разных этапах деятельности предприятия партнерами ЗАО «КОРМАКО» были практически все нефтегазовые компании РФ.

Определение оптимального срока вывода участка или группы участков газопроводов в капитальный ремонт представляет собой важную и сложную задачу, от решения которой зависят уровень работоспособности трубопровода и финансовые затраты компании на поддержание надежности трубопроводной системы.В статье рассмотрен системный подход к определению срока вывода газопровода в капитальный ремонт с учетом совокупности вопросов технического, экономического, экологического, социального характера и ряда других. Проанализированы особенности определения сроков вывода в ремонт при наличии двух основных вариантов дефектов, которые могут существовать на обследуемом участке газопровода как по отдельности, так и в сочетании, – коррозионных повреждений и дефектов стресс-коррозии. Представлен алгоритм оценки экономической эффективности вариантов сроков проведения ремонта на основании расчета суммарных затрат на ремонт линейной части газопровода с учетом расходов на выборочный капитальный ремонт и на аварийно-восстановительный ремонт, а также на обеспечение электрохимзащиты. Сделан акцент на необходимости поддержания требуемого уровня защитного потенциала, зависящего от типа грунтов и величины их удельного сопротивления в целях предотвращения возникновения и развития коррозионных процессов. Проанализирована динамика роста стресс-коррозионных дефектов, из которой следует, что образование дефектов происходит в первые годы эксплуатации, после чего процесс практически останавливается, и в большинстве случаев глубина дефектов не превышает 10 % толщины стенки. Сделан вывод, что дефекты стресс-коррозии с глубиной до 20 % толщины стенки трубы не представляют потенциальной опасности. В то же время отмечено, что, поскольку на участках со стресс-коррозионными дефектами, как правило, имеются и коррозионные повреждения, при определении оптимального срока вывода в ремонт участков со стресс-коррозией следует вести расчет в совокупности по двум составляющим процесса повреждений.

На сегодняшний день ООО «НПО «Нефтегазкомплекс-ЭХЗ» занимает лидирующие позиции в сфере производства и реализации оборудования электрохимической защиты (ЭХЗ) и коррозионного мониторинга на инвестиционных объектах Группы «Газпром».В условиях необходимости оптимизации эксплуатационных затрат одними из основных задач подразделений добычи, хранения, транспорта и распределения газа, в том числе объектов трубопроводного транспорта, являются определение факторов технического состояния системы противокоррозионной защиты (ПКЗ), их ключевых показателей, необходимых мероприятий и алгоритмов оценки приоритетности с точки зрения финансирования, а также управляющего механизма для планирования, мониторинга и при необходимости корректировки планируемых действий.Для решения указанных задач предназначена система дистанционного коррозионного мониторинга, от функциональных возможностей которой будут зависеть эффективность защиты от коррозии, оценка надежности средств ПКЗ и планируемые эксплуатационные затраты, входящие в общий объем финансирования эксплуатируемого объекта.Учитывая объективную необходимость в обеспечении системами дистанционного контроля и управления средствами ЭХЗ с поддержкой функций коррозионного мониторинга не только на строящихся и реконструируемых объектах, но и уже существующего оборудования ЭХЗ, установленного и эксплуатируемого в подразделениях газонефтяной отрасли, ООО «НПО «Нефтегазкомплекс-ЭХЗ» на постоянной основе проводит модернизацию и разработку новой и расширение действующей номенклатуры устройств в составе подсистем коррозионного мониторинга и дистанционного управления средствами ЭХЗ типа НГК-СКМ и НГК-ПДКУ ЭХЗ.