Защита объектов транспорта и хранения нефти и газа от коррозии 8

По назначению лакокрасочные материалы делятся на:

•грунты;

•шпатлевки;

•покровные слои

Противокоррозионные грунты предназначены для непосредственного нанесения на предварительно подготовленную поверхность с целью обеспечения хорошего сцепления покрытия с металлом. По механизму действия грунты бывают трех типов: изолирующие, пассивирующие и протекторные.

Изолирующие грунты выполняют роль механической и электрической изоляции защищаемого сооружения от окружающей среды.

Пассивирующие грунты не только изолируют защищаемую поверхность, но и образуют на ней смешанный слой окислов и солей металла, который благодаря своим пассивирующим свойствам защищает металл от коррозии даже при наличии неплотностей в лакокрасочном покрытии.

Протекторные грунты содержат металлы более электроотрицательные, чем железо (цинковый и алюминиевый порошки). В первое время после нанесения такой грунт оказывает интенсивное протекторное действие.

Через какой-то период это действие ослабевает, но защитные свойства покрытия сохраняются благодаря изолирующему действию продуктов коррозии металла протектора.

Шпатлевку – промежуточный слой – наносят на уже загрунтованную поверхность. Ее назначение – увеличение непроницаемости и толщины покрытия. В настоящее время используются эпоксидные шпатлевки типов ЭП-0010 и ЭП-4022, наносимые толщиной 90-40 мкм и отверждающиеся в течение 24 ч при температуре 18 – 20 оС;

Покровные слои (краски и эмали) предназначены для заключительного окрашивания поверхности с целью обеспечения стойкости и непроницаемости покрытия в процессе эксплуатации. Положительно зарекомендовали себя эпоксидные эмали ЭП-56, ЭП-255 и ЭП-773.

9

Консорциум « Н е д р а »

Новым типом покровного слоя является асмольно-эпоксидная эмаль ЭП-АС-6/2-1, представляющая собой композицию, содержащую нефтеполимер "Асмол", технический углерод, эпоксидную смолу и другие ингредиенты. Эмаль выпускается комплектно в виде двух компонентов: полуфабриката эмали и отвердителя. Их смешивают непосредственно перед употреблением в соотношении 50:3 и наносят на поверхность резервуара вручную кистью, валиком или с помощью пневматического распыления в два слоя. Полное отверждение эмали при 18—22 °С происходит в течение 7 суток.

Для защиты внутренней поверхности резервуаров от коррозии применяются также токопроводящие полиуретановые покрытия. Например, покрытие ПУ-1 (ТУ 2226-011-16802026-97), разработанное НИЦ "Поиск" (г. Уфа), получено на основе полиэфира Лапрол 5003-2Б-10 и представляет собой однокомпонентную систему, отверждаемую влагой воздуха. Время отверждения составляет 12—24 ч при температуре от – 20 до +50 °С, толщина наносимого покрытия до 300 мкм. Покрытие ПУ-1 на металлической поверхности представляет собой прозрачную, тонкую, блестящую, очень эластичную пленку с высокой адгезией к металлу. Для придания специальных свойств в состав покрытия могут быть введены пигменты, порошки металлов (например, алюминия или цинка), технический углерод, сажа, графит.

Покрытие ПУ-1 наносится на поверхность кистью или валиком, либо с помощью аппарата безвоздушного распыления. Перед нанесением покрытия металлические поверхности зачищаются до образования поверхности с развитой шероховатостью. Покрытие формируется путем последовательного нанесения трех слоев материала. Перед нанесением каждого последующего слоя предыдущий слой просушивают. Для снятия статического электричества в покрытие ПУ-1 вводят технический углерод или металлический наполнитель.

Более 30% предприятий России и стран СНГ используют покрытие ЦВЭС. Это так называемое холодное цинкование. Антикоррозионная композиция ЦВЭС – это двухкомпонентный состав, содержащий высокодисперсный порошок цинка особого качества и этилсиликатное связующее. Покрытие содержит 90-95% металлического цинка в

10

Консорциум « Н е д р а »

сухой пленке и обеспечивает эффективную протекторную защиту металлической поверхности. Композиция ЦВЭС наносится на подготовленную сухую поверхность после смешения компонентов (этилсиликатное связующее – порошок цинка) в соотношении от 1 : 1 до 2 : 1 любым из известных лакокрасочных методов. Сушка – естественная, время сушки между слоями – 20-30 мин. Необходимая толщина покрытия определяется в зависимости от условий эксплуатации объекта. Толщина первого слоя в зависимости от метода нанесения составляет 10-40 мкм. ЦВЭС может использоваться как грунтовка и в качестве самостоятельного покрытия.

Одним из распространенных в настоящее время импортных покрытий для ремонта, восстановления и защиты внутренних поверхностей днища, стенок и крыши резервуаров хранения сырой нефти, пластовой и питьевой воды является покрытие фирмы AMERON INTERNATIONAL (США) – Amercoat – 2209.

Покрытие широко применяется в таких фирмах как Лукойл, ЮКОС, Роснефть, КомиТЭК и Транснефть. Amercoat – 2209 представляет собой многослойную систему на основе эпоксидной смолы. Система разработана для

защиты от воздействия подтоварной высокоминерализованной воды и высокоагрессивных коррозионных компонентов. Покрытие наносится на предварительно подготовленную поверхность толщиной порядка 2,5 мм и применяется как для защиты вновь строящихся, так и для восстановления резервуаров бывших в эксплуатации и имеющих следы локальной и питтинговой коррозии вплоть до сквозных отверстий до 5 мм.

Наряду с этим покрытием применяется много других импортных покрытий, таких как, например, « Permacor» фирмы «DU PONT», EL-Rust-236 (эпоксидная система), Ele Prou, Ele Armor (эластомерная полимочевидная система), Pro Elegant (солифатический полиуретан) и др.

Другим эффективным средством, защиты внутренней поверхности резервуаров от коррозии являются термические металлизационные покрытия из алюминия и цинка.

Процесс металлизации включает в себя две последовательно проводимые операции: термоабразивная подготовка поверхности и газотермическое напыление расплавленного алюминия или цинка не позднее 6 ч

11

Консорциум « Н е д р а »

после очистки поверхности резер вуара. Газотермическое нанесение металлизационного антикоррозионного покрытия.

Металлизацию поверхности р езервуара осуществляют методом напыления с помощью того же аппарата , что и термоабразивную подготовку, но на нем дополнительно устанавливают механизм пневмоподачи алюминиевой или цинковой проволоки, а в камере сгорания монтируют специальную насадку для подачи проволоки в зону плавления.

Напыляемый металл в виде мелких расплавленных частиц вылетает из сопла аппарата со сверхзвуковой скоростью, которая обеспечивает значительную силу соударения частиц с покрываемой поверхностью. При соударении происходит расплющивание частиц наплавляемого металла и их отверждение с одновременным диффузионным проникновением части наплавленного металла в стенку резервуара. Этим достигается высокая адгезионная прочность покрытия. Последующие слои за счет высокой кинетической энергии частиц плотно ложатся на ранее напыленный металл.

Толщину покрытия устанавливают в зависимости от его назначения и требуемого срока антикоррозионной защиты. При толщине покрытия 120-250 мкм срок его службы составляет 10-15 лет.

Некоторые технические характеристики системы по нанесению металлизационного покрытия, используемой в ОАО «Приволжскнефтепровод», таковы:

-давление подводимого сжатого воздуха 0,9 МПа;

-производительность по подготовке поверхности до 25 м2/ч;

-производительность по металлизации поверхности до 20 м2/ч;

-расход топлива на 1 м2 обрабатываемой поверхности до 2,3 л.

Преимуществами процесса металлизации резервуаров по сравнению с другими способами нанесения антикоррозионных покрытий (лакокрасочные материалы, эпоксидные и фенольные смолы, полимеры и т.д.) являются

12

Консорциум « Н е д р а »

его высокая технологичность, длительный срок службы покрытия и возможность проведения работ даже в зимнее время года.

К пассивным методам относится также защита от коррозии внутренней поверхности кровли, днища и обечайки, контактирующей с газовым пространством резервуара и подтоварной водой, с помощью ингибиторов коррозии – веществ, добавление которых в малом количестве в коррозионную среду тормозит или значительно подавляет коррозионный процесс,

Вгазовое пространство вводят летучие ингибиторы, а в подтоварную воду – водорастворимые.

Внефтяной промышленности для снижения коррозии широко применяются ингибиторы коррозии пленкообразующего типа, способные образовывать на защищаемой поверхности барьер из молекул, которые предотвращают контакт металла с коррозионной средой. Отличительная особенность современных марок ингибиторов коррозии — это сравнительно высокое последействие защиты (от нескольких дней до недель) металла при их отсутствии в среде.

Значительный опыт применения ингибиторов коррозии для защиты нефтепромысловых резервуаров различного назначения накоплен на предприятиях АНК «Башнефть». Ингибиторы наносят на поверхность кровли и верхних поясов в виде нефтяных растворов, периодически распыляемых из специальных приспособлений. В газовоздушной среде эти пленки, время от времени возобновляемые, обеспечивают защиту металла в течение 1...2 недель, после чего защитную пленку ингибитора необходимо возобновить.

Кнастоящему времени разработаны такие ингибирующие композиции, когда стенки и кровлю резервуара можно временно защитить на срок от 1 до 2 лет. В качестве ингибирующих композиций с большим сроком последействия разработаны составы, которые намного дольше закрепляются на защищаемой поверхности, чем обычная ингибированная нефтяная пленка. Этим и достигаются более редкие обработки защищаемой поверхности.

13

Консорциум « Н е д р а »

Вкачестве основных ингибиторов, добавляемых в сырую нефть в количестве 10...20 %, используются промышленно выпускаемые марки (Нефтехим, Викор, ИКБ, АНП, ГИПХ, СНПХ, АМ-7Д и зарубежные — СК-378, Арквады, Диамины ТДО и др.). В качестве модификаторов, увеличивающих срок действия основного ингибитора, применяются серосодержащие оксиданты — продукты нефтепереработки.

Одной из подгрупп углеводородоили водорастворимых реагентов, способных образовывать на защищаемой поверхности защитные пленки, являются летучие ингибиторы коррозии. Их механизм действия связан со способностью этих реагентов испаряться в газовоздушной среде, а затем в процессе конденсации жидкости с ингибитором из газовой фазы на более холодных стенках крыши и верхних поясов резервуара осаждаться вместе жидкостью и образовывать на металлической поверхности защитные пленки.

Летучие ингибиторы бесконтактного действия, хотя и обладают способностью последействия, все же лучше работают в условиях непрерывного воздействия, т. е. постоянной подачи (испарения в газовой среде резервуара).

Втаблице 1 представлены наиболее эффективные промышленно выпускаемые марки углеводородорастворимых диспергируемых ингибиторов коррозии.

Втаблице 2 приведены физико-химические характеристики и перечень основных марок летучих ингибиторов коррозии.

Технология использования ингибиторов заключается в следующем. На внутреннюю поверхность крыши и верхних поясов наносится 5 или 10 % раствора ингибитора в нефти путем распыления ингибированной нефти из форсунок. Покрыв поверхность металла тонким слоем нефти, эта пленка защищает от коррозии поверхность металла до тех пор, пока конденсирующаяся из газового пространства жидкость постепенно ее не смоет. На это требуется определенное время (от одного до нескольких месяцев), после чего защитную пленку возобновляют.

Периодичность обработки устанавливается по состоянию контрольных образцов, устанавливаемых на кровле и верхних поясах резервуаров.

14

Консорциум « Н е д р а »

Этот способ защиты и консервирования внутренней поверхности резервуаров от коррозии при хранении сероводородсодержащих нефтей пригоден для обработки всей внутренней поверхности стальных резервуаров, выведенных в резерв в качестве аварийных, или в резервуарах магистрального транспорта нефти, эксплуатирующихся в режиме так называемой подключенной (буферной) емкости.

Таблица 1 - Перечень распространенных ингибиторов для защиты от коррозии газовоздушных сред стальных нефтяных резервуаров

15

Консорциум « Н е д р а »

Периодическая обработка внутренней поверхности резервуаров ингибированной нефтью не только снижает их коррозию, но и предотвращает образование внутри них взрывопожароопасных пирофорных соединений.

Летучие ингибиторы коррозии вводятся в резервуар с помощью специального устройства. Оно представляет собой пластмассовую емкость диаметром 350 мм и вместимостью 75 л, подвешиваемую к крыше люка резервуара с помощью крюков. Для выхода паров ингибитора в боковых стенках сосуда прорезаются круглые отверстия площадью не менее толщины поперечного сечения сосуда. Максимальный объем ингибитора в контейнере – 50 л. Сверху контейнер закрывается крышкой для предотвращения разбавления ингибитора конденсирующейся и стекающей с кровли резервуара жидкостью. Заполнение контейнера ингибитором, контроль его уровня и отбор проб осуществляется через трубку диаметром 7... 10 мм, приваренную к крышке люка. Сверху трубка закрывается колпачком с целью предотвращения попадания в контейнер атмосферных осадков.

Таблица 2 - Перечень промышленно выпускаемых летучих ингибиторов для защиты от сероводородной коррозии резервуаров

Консорциум « Н е д р а »

Примечание

Годовой расход летучего ингибитора для резервуаров различной вместимости составляет от 100 до 150 л.

Оценку эффективности защитного действия летучего ингибитора ведут раздельно: до подачи ингибитора по потере массы контрольных образцов за период 15...20 дней и после ввода летучего ингибитора путем получения кривой потери массы образцов во времени. Для этой цели каждые 10...25 дней снимают по 2...3 образца и заменяют их новыми.

Для повышения защитного действия нефтерастворимых и летучих ингибиторов коррозии они могут использоваться одновременно, что позволяет увеличить промежуток времени для нанесения ингибированной нефти. С целью повышения эффективности ингибиторов полезно, в случае пониженной вязкости нефти, добавлять в ингибирующую смесь остатки парафинистой массы или других загустителей нефти.

Для периодического нанесения ингибиторов, ингибирующих композиций или пленкообразующих нефтяных составов используют стационарные системы трубопроводов, расположенных внутри резервуаров. С помощью агрегатов ЦА-320М готовят нефтяные смеси с ингибиторами и подают эту смесь распылением в газовоздушные пространства резервуара. Для обработки кровли и верхних поясов достаточно5... 10 т ингибированной нефти.

В настоящее время нашла распространение стационарная установка для разбрызгивания нефтяных растворов ингибиторов коррозии, разработанная институтом ТатНИПИнефть. Монтаж этой системы труб с распылителями требует остановки работающего резервуара, пропарки и проведения строительно - монтажных работ, по объему примерно равных текущему ремонту. Чаще всего монтаж такой системы производится во время средних и капитальных ремонтов резервуаров.

Нанесение ингибированной нефти осуществляется посредством системы разбрызгивателей, равномерно распределенных около поверхности кровли резервуаров. Выбор общего количества разбрызгивателей зависит от радиуса окружности рядов размещения головок распылителей, расстояния между ними в рядах и количества распылителей в рядах.

17

Консорциум « Н е д р а »