На главную страницу ICQ: 309870098
  



СПЕЦВЫПУСКИ  » MIOGE  »  2007, Nº1 »  КОМПЛЕКСНЫЙ ПОДХОД К ЗАЩИТЕ ТРУБОПРОВОДОВ

КОМПЛЕКСНЫЙ ПОДХОД К ЗАЩИТЕ ТРУБОПРОВОДОВ
М. А. Ходырев - генеральный директор Предприятия "Трубопласт"
620014, г. Екатеринбург, ул. Ленина, д. 5, корп. 2
тел./факс (343) 263-7014 , 263-7015, 263-7016
е­mаil: mail@truboplast.ru
truboplast@mail.ru
www.truboplast.ru

    Заводская изоляция стальных труб и фасонных деталей ООО «Предприятие «Трубопласт».
    Дата основания – 24.12.1993г.
    Сортамент – изоляция трубной продукции наружным диаметром от 57 до 720 мм.
    Виды изоляции:
    - наружные эпоксидные покрытия по ГОСТ Р51164-98
    - наружные двух и трехслойные полиэтиленовые покрытия по ГОСТ 9.602-2005, ГОСТ Р51164-98
    - наружные трехслойные полипропиленовые покрытия по NFА 49 711, DIN 30678, ГОСТ Р51164-98
    - внутренние эпоксидные покрытия с системой защиты внутренней части сварного стыка
    - внутренняя и наружная протекторная защита на основе алюмо и цинконаполненных композиций
    - теплогидроизоляционные ППУ покрытия с антикоррозионным покрытием стальной трубы для надземной и подземной прокладки по ГОСТ 30732-2001.
    Продукция и ТУ предприятия сертифицированы в ОАО «АК «Транснефть», ОАО «Газпром», ООО «Уралтрансгаз».
    Применение комплексных решений по антикоррозионной защите, позволяет гарантировать безаварийную эксплуатацию трубопроводов на весь срок их эксплуатации.
    После распада СССР, российское нефтяное хозяйство получило в наследство огромную сеть трубопроводного транспорта различного назначения.
    За годы переходного периода, когда основной задачей для многих предприятий, как и для страны в целом, было выживание в новых экономических условиях, трубопроводная сеть заметно обветшала и была дополнена новыми трубопроводами. В силу сложившейся экономической ситуации в стране, новые трубопроводы не всегда строились с учетом характеристик агрессивности транспортируемой среды. Как результат этого порывы трубопроводов вошли в разряд народного бедствия. По данным экологов, в российской технологической цепочке от скважины до конечного потребителя, ежегодно теряется от 8 до 10% добываемой нефти. Значительная часть потерь приходится на трубопроводы. Официальная статистика в подавляющем большинстве случаев (50–70%) причиной аварий признает внутреннюю и наружную коррозию трубопроводов.
    Порывы нефтепроводов влекут за собой не только потери транспортируемого продукта и остановки нефтедобычи, но и заражение нефтепродуктами окружающей среды, значительные затраты на локализацию последствий таких аварий.
    И в то время, когда нефтедобывающие предприятия стремятся максимально увеличить нефтеотдачу нефтяных пластов, особое значение приобретает эффективность работы нефтепромысловых трубо­проводов.
    Стальные трубы в настоящее время и в обозримом будущем остаются основным элементом промысловых трубопроводов. Этому способствует их массовое производство, дешевизна, высокая прочность и технологичность применения сварки при монтаже. Основной проблемой при эксплуатации стальных трубопроводов является их низкая коррозионная стойкость.
    При характерном для нефтесборных трубопроводов наличии в транспортируемой среде осадков с абразивными свойствами, имеет место преимущественное расположение коррозионных поражений в нижней части трубы. Активация стали при абразивном воздействии на ее поверхность приводит к образованию язвенных и «канавочных» поражений, которые развиваются по механизму макроанодов в макропаре с катодами – соседними участками трубы, покрытыми оксидными пленками. Скорость коррозии по макроэлектрохимическому механизму многократно превышает обычные скорости общей коррозии в газонефтяных эмульсиях. Так, скорость коррозии на границе раздела «сероводородсодержащая вода-нефть» на головных участках нефтепроводов может достигать 11 мм/год. При этом вся поверхность труб, за исключением нижней образующей, остается практически незатронутой коррозией.
    Более того, аварийность трубопроводов, особенно высоконапорных, в большой степени определяется неудовлетворительной стойкостью сварных швов. Электродами с различающимися потенциалами являются собственно шов, зона сплавления, зона термического влияния и прилегающий к ним основной металл трубы. Дефекты сварного шва и микронеоднородности околошовной зоны подвергаются преимущественному воздействию коррозионной среды по механизму контактной коррозии.
    Наиболее эффективным методом противодействия вышеописанным коррозионным процессам, является реализация барьерного фактора, а именно – антикоррозионные покрытия внутренней поверхности трубопроводов. Антикоррозионная защита внутренней поверхности трубопроводов покрытиями наиболее эффективна в условиях неподготовленных газонефтяных сред, транспорт которых осуществляется по трубам малого и среднего диаметра. Опыт применения труб с защитными внутренними полимерными покрытиями свидетельствует о возможности многократного продления сроков безаварийной эксплуатации трубопроводов разного назначения.
    Существующая в мире тенденция на преимущественное применение для внутренней защиты труб нефтяного сортамента эпоксидных покрытий, имеет место и в нашей стране. Покрытия на основе эпоксидных материалов обеспечивают целый ряд необходимых свойств, таких как твердость, гибкость, водостойкость, стойкость к образованию газовых пузырей, минимальный прогар в районе сварного шва. Эпоксидные покрытия надежно защищают внутреннюю поверхность трубопроводов от абразивного износа и агрессивных сред, предотвращают отложение парафинов и солей, а также являются технологичными и недорогими в связи с невысокой (350–500 мкм) толщиной защитного слоя.
    При всем своем многообразии, перспективу имеют технологичные способы защиты стыка, ориентированные на отработанные приемы монтажа с максимальным сохранением существующей техники и способов строительства. Использование традиционной технологии сварочных работ и отсутствие дополнительных мероприятий по защите внутреннего стыка возможно при использовании труб с металлизацией концевых участков.
    В этом случае подготовка полной защиты трубопровода перенесена в цеховые условия. Здесь на концевые участки труб с полимерным антикоррозионным покрытием наносится покрытие из хромоникелевого сплава для обеспечения защиты сварного шва непосредственно в процессе сварки труб. При сварке таких труб в плеть, этот слой расплавляется, легирует поверхностные слои корневого шва и образует нержавеющий металлический слой на поверхности внутреннего сварного шва и околошовной зоны. Сварка при этом выполняется электродами предназначенными для сварки углеродистой стали. Стабильность качества защиты по данному способу при сварочных работах с применением ручной сварки в трассовых условиях достаточно высока. Первые нитки нефтесборных трубопроводов из опытно¬промышленной партии труб с внутренним эпоксидным покрытием и системой защиты внутренней части сварного стыка были смонтированы на Южно­-Аганском месторождении ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» в 1994г. Опыт безаварийной эксплуатации таких трубопроводов составляет более 12 лет.
    Производство труб и фасонных деталей с внутренним эпоксидным покрытием и системой защиты внутренней части стыка освоено на «Предприятии «Трубопласт».
    Способ предлагаемой ООО «Предприятие «Трубопласт» защиты внутренней поверхности труб, сварного стыка и околошовной зоны на практике доказал свое право на жизнь. Натурные испытания данного способа проводятся с 1994 года на действующих трубопроводах и байпасах нефтесборных систем.
    В течении нескольких лет, с привлечением специализированных институтов и кафедр, на базе предприятия проводились научно-исследовательские работы по изучению влияния хромо­никелевого состава на сварочные процессы. По результатам проведения этих работ, в 2002 году была выпущена технологическая инструкция по сборке и ручной сварке неповоротных стыков труб с внутренним заводским защитным покрытием. В данный момент завершаются аналогичные работы по сварке толстостенных труб.
    Для оценки правильности принимаемых решений, проводились работы по врезке тестовых образцов на испытательные полигоны и действующие трубопроводы различных нефтяных компаний. Отслеживались режимы эксплуатации, делались контрольные обследования и вырезки из действующих трубопроводов.
    Наиболее показательные результаты дала вырезка сварных соединений из действующей нитки нефтесбора «Славнефть Мегионнефтегаз».
    Трубопровод: Стальные трубы Ст 20, наружным диаметром 114 мм с двухсторонним антикоррозионным покрытием и системой защиты внутренней части сварного стыка. Длина трубопровода 0,3 км, толщина стенки труб 7,0 мм, срок эксплуатации – с октября 1994 г.
    Режим и среда эксплуатации: Рабочее давление – 1,5 МПа. Температура эксплуатации – 50–60 °С. Объем перекачиваемой жидкости (нефть, пластовая вода) – 633 куб. м в сутки. Обводненность 94%, газовый фактор – 54 куб.м/т. Дебит нефти – 32 т в сутки. Состав попутного газа: плотность – 0,901; метан – 72,44%; углекислый газ – 1,83%; сероводород – 60–140 мг/куб.м; этан и др. – 25,73%. Состав пластовой воды: плотность – 1014 кг/куб.м; хлор-ион – 13118 мг/л; кальций – 1022 мг/л; магний – 85 мг/л; гидрокарбонат­ион – 330 мг/л; натрий + калий – 7300 мг/л; минерализация – 21853 мг/л, абразивные примеси.
    Результаты исследований вырезанных стыков не показали никаких изменений по целостности покрытия, ни на теле трубы, ни в зоне защищенного сварного шва. В то время как трубы без внутреннего покрытия на этом же нефтесборе выходили из эксплуатации в течение одного – двух лет по причине «ручейковой» коррозии.
    Накопленный нефтедобывающими компаниями опыт эксплуатации трубопроводов с внутренними покрытиями, убедительно показывает недопустимость совмещения линейной части с внутренней защитой и фасонных деталей без нее.
    В этом отношении интересные результаты получены после демонтажа опытных образцов катушек с байпасной линии ОАО «Самотлорнефтегаз».
    Трубопровод: Байпасная линия, катушки Ст 20 с двухсторонним антикоррозионным покрытием и системой защиты внутренней части сварного стыка, установленные на фланцах, 114х6 мм, 219х8 мм с патрубком­переходником 219–114 мм, эксплуатировавшемся без покрытия. Срок эксплуатации – 1 год.
    Режим и среда эксплуатации: Рабочее давление – 1,0 МПа. Температура эксплуатации – 45 °С. Объем перекачиваемой жидкости – 2380 куб. м в сутки (нефти – 90 т/сутки, газа – 91 тыс.кубометров/сутки), газлифтный метод добычи. Обводненность 96%. Содержание Cl – до 11 г/л, мехпримесей – 1,477 г/л, K+ + Na+ – 6 г/л, Ca+ – 0,761 г/л, Mg+ – 0,194 г/л, сероводород 0 – 0,6 мг/л.
    Результаты исследований опытных катушек показали полную сохранность внутреннего покрытия и на теле трубы, и в зоне защищенного сварного шва. После проведения сравнительного осмотра незащищенного сварного соединения, следующего за контрольным стыком зафиксировано следующее: Под слоем отложений транспортируемого продукта – развитый коррозионный процесс: общий съем металла до 0,2 мм, на его фоне – очаговая коррозия глубиной до 1,3 мм.
    Результаты данных обследований еще раз подтвердили правильность предположений о том, что защита внутренней поверхности только линейной части не решает проблемы безаварийной эксплуатации трубопровода в целом.
    По сути дела, при применении труб с внутренним покрытием и фасонных деталей без такового в одном трубопроводе, не гарантируется его безаварийная эксплуатация, а лишь локализуется появление очагов внутренней коррозии.
    После анализа результатов данных обследований на ООО «Предприятие «Трубопласт» было принято решение о выделении технологического процесса нанесения антикоррозионного покрытия на фасонные детали в отдельное производство.
    В 2005 году был пущен в эксплуатацию участок покрытий фасонных деталей. Освоена технология нанесения внутренних антикоррозионных и наружных антикоррозионных и теплогидроизоляционных покрытий на фасонные детали и запорную арматуру диаметром от 57 до 530мм.
    Как трубы, так и фасонные детали с внутренним покрытием могут изготавливаться с системой защиты внутренней части сварного стыка и без нее – под различные способы монтажа. При этом тип наружного покрытия фасонных деталей может быть любым, как антикоррозионным, так и теплоизоляционным, либо комбинированным, в соответствии с конструкцией покрытия линейной части. Но, при примерно одинаковой стоимости, детали трубопроводов с внутренним покрытием и системой защиты внутренней части стыка не требуют комплектации дополнительными материалами и значительно упрощают проведение монтажных работ. Более того, совершенно громоздкие конструкции фасонных деталей с приварными катушками не способствуют повышению общей надежности трубопроводов. Кроме увеличения общего количества стыковых зон, возникает проблема с подбором заготовок требуемых свойств и качественного проведения сварочных работ. Соответственно, при достаточно больших объемах заказов, существенно увеличиваются их стоимость и сроки выполнения.
    На предприятии последовательно проводится в жизнь политика поставки конечному потребителю качественного изделия, максимально приспособленного для монтажа в трассовых условиях.
    Введенная на предприятии система контроля качества охватывает все переделы производства нанесения покрытий на фасонные детали. Начиная с входного контроля исходных деталей и материалов, контроля за соблюдением технологических параметров и, заканчивая операциями упаковки и отгрузки готовой продукции. Тесное сотрудничество с лабораторией трубных покрытий ООО «Уралтрансгаз», позволяет выпускать трубную продукцию высокого качества, отвечающую требованиям как отечественных, так и зарубежных потребителей.
    Налажены тесные контакты с конечными потребителями продукции, позволяющие наиболее полно учитывать потребности заказчика, в оперативном порядке решать возникающие вопросы. Предприятие предоставляет услуги авторского надзора при монтаже трубопроводов. Первичное обучение работников монтажных организаций проводится на производственной базе, выездные бригады формируются из опытных специалистов предприятия, привлекаются ведущие работники специализированных научно-исследовательских институтов и контролирующих организаций.



Тел./факс (812) 633-30-67
e-mail: info@s-ng.ru
ICQ: 309870098
Редакция "Сфера Нефтегаз"
192012, Санкт-Петербург,
Пр. Обуховской Обороны, 271, лит.А, офис 610
Свидетельство о регистрации
средства массовой информации
ПИ N ФС2-7409 от 18.02.2005 г.


Сводная статистика WWW.S-NG.RU

  За сегодня За 7 дней За 30 дней
хосты 143 4279 27055
 хиты 492 13193 79795