Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru

Сравнительный анализ лабораторных и опытно-промысловых испытаний внутренних антикоррозионных покрытий промысловых трубопроводов

В ходе опытно-промысловых испытаний (ОПИ) были исследованы основные механизмы разрушения внутренних антикоррозионных полимерных покрытий (ВАКПП) в процессе эксплуатации: декомпрессионное отслоение покрытия, коррозионное разрушение металла подложки, старение полимерной основы. На основании результатов ОПИ были разработаны методики лабораторных испытаний по определению стойкости покрытий к декомпрессионному отслаиванию и воздействию коррозионно-активных сред.

Сравнительный анализ результатов лабораторных испытаний и ОПИ выявил корреляцию между ними, что указывает на пригодность предлагаемых методик для оценки работоспособности ВАКПП трубопроводов, работающих в коррозионно-агрессивных средах.

24.11.2017 Инженерная практика №10/2017
Князева Жанна Валерьевна Инженер ООО «Научно-производственный центр «Самара»
Максимук Андрей Викторович Управляющий ООО «Научно-производственный центр «Самара»
Петров Сергей Степанович Ведущий научный сотрудник ООО «Научно-производственный центр «Самара», к.ф.-м.н.
Юдин Павел Евгеньевич Директор по науке ООО «Научно-производственный центр «Самара», к.т.н.

Приоритетная задача любого современного производства заключается в повышении его экономической эффективности и экологической безопасности. Наиболее значимый прямой экономический и экологический ущерб наносит коррозия металлоемких механизмов, изделий, оборудования и конструкций. Согласно работе [1] ежегодные потери от коррозии металлов в промышленно развитых странах составляют от 2 до 6% валового национального продукта (ВВП). В Российской Федерации ежегодные потери металлов из-за коррозии составляют до 12% общей массы металлофонда, что соответствует утрате до 30% объемов годового производства металла.

Особенно остро проблема коррозии стоит в нефтяной отрасли, где по различным данным доля отказов промысловых нефтепроводов по причине коррозии составляет от 25 до 95% от общего количества аварий [2]. Опыт разработки месторождений Западной Сибири говорит о том, что интенсивность развития коррозионных повреждений внутренней поверхности промысловых трубопроводов связана с увеличением количества мехпримесей в перекачиваемой продукции, изменением ионного состава попутно добываемой пластовой воды, режимами течения и значительной биозараженностью нефтепромысловых сред.

Этим объясняется растущая потребность в способах защиты от коррозии внутренней поверхности трубопроводов, в том числе с применением ВАКПП. Наряду с увеличением объема использования ВАКПП возникает необходимость обеспечения и контроля качества поставляемой продукции. Решение данной проблемы требует комплексного подхода, в том числе разработки методик проведения лабораторных испытаний с учетом специфики условий эксплуатации промысловых трубопроводов.

Мы провели анализ большого количества причин отказов промысловых трубопроводов и НКТ и выделили основные механизмы разрушения ВАКПП во время эксплуатации: декомпрессионное отслоение покрытия, коррозионное разрушение металла подложки, старение полимерной основы.

ДЕКОМПРЕССИОННОЕ ОТСЛАИВАНИЕ ПОКРЫТИЯ

Суть данного механизма разрушения заключается в проникновении растворенного в транспортируемой среде газа в объем полимера через микропоры и несплошности с последующим накоплением газа в порах либо на границе раздела «металл-покрытие». При перепадах давления происходит многократное расширение сжатого объема газа, которое сопровождается механическим разрушением адгезионных и когезионных связей [3] и, как следствие, образованием вздутий, отслоений и растрескивания покрытия (рис. 1).

Рис. 1. Нефтесборный трубопровод Ø426х8 мм, Правдинское месторождение, НнО – 1 год
Рис. 1. Нефтесборный трубопровод Ø426х8 мм, Правдинское месторождение, НнО – 1 год

К основным признакам декомпрессионного разрушения относятся низкая (менее одного года) наработка на отказ (НнО); большая площадь повреждений; отсутствие продуктов коррозии под покрытием; высокая степень деформации покрытия.

КОРРОЗИОННОЕ РАЗРУШЕНИЕ МЕТАЛЛА ПОДЛОЖКИ

Физический смысл данного механизма заключается в диффузионном проникновении коррозионно-активных компонентов среды через покрытие к границе раздела «металл-покрытие» с последующим химическим разрушением адгезионных связей и образованием продуктов коррозии металла [4].

При дальнейшем развитии коррозионного разрушения металла подложки происходит рост напряжений в покрытии, возникающих из-за разницы плотности металла и продуктов коррозии.

Любое покрытие трубопровода в той или иной степени проницаемо для компонентов транспортируемой среды. Срок службы покрытия в данном случае характеризуется газо(гидро)проницаемостью полимерной основы покрытия и, в первую очередь, определяется ее фазовым состоянием, гибкостью полимерной цепи и характером межмолекулярных взаимодействий.

Рассмотренный механизм разрушения, как правило, характеризуется более длительной (более трех лет) НнО по сравнению с механизмом декомпрессионного отслаивания, ярко-выраженными очагами коррозионного разрушения металла трубы, локальными вздутиями и отслоениями покрытия (рис. 2) с последующим ускоренным разрушением металла трубы.

Рис. 2. Нефтесборный трубопровод Ø159х10 мм, Приобское месторождение, НнО – 6 лет
Рис. 2. Нефтесборный трубопровод Ø159х10 мм, Приобское месторождение, НнО – 6 лет

СТАРЕНИЕ ПОЛИМЕРНОЙ ОСНОВЫ

При длительном гидротермальном воздействии структура полимерной основы покрытия претерпевает ряд изменений, среди которых можно выделить деструкцию. Деструкция основы происходит за счет реакций полимерных цепей с компонентами среды (гидролиз, ацидолиз и др.), свободными радикалами или ионами. При старении полимерной основы наблюдается снижение температуры стеклования, механических и барьерных свойств покрытия (более подробно процессы деструкции полимерной основы описаны в работе [4]).

К отличительным особенностям разрушения покрытия в результате старения полимерной основы относятся значительная (более семи лет) НнО; снижение прочностных свойств материала; локальные растрескивания покрытия без существенных коррозионных повреждений металла (рис. 3).

Рис. 3. Нефтесборный трубопровод Ø426х8 мм, Мамонтовское месторождение, НнО – 11 лет
Рис. 3. Нефтесборный трубопровод Ø426х8 мм, Мамонтовское месторождение, НнО – 11 лет
Таблица 1. Параметры лабораторных испытаний
Таблица 1. Параметры лабораторных испытаний

На основании проведенных исследований предложены лабораторные испытания, позволяющие моделировать реальные условия эксплуатации, а также основные механизмы разрушения покрытия (табл. 1).

Для экспериментального подтверждения эффективности предложенных методов был проведен сравнительный анализ результатов лабораторных испытаний и ОПИ.

ПРОВЕДЕНИЕ ОПИ

В качестве объектов исследования были выбраны четыре образца ВАКПП на основе эпоксидных материалов:

1 – порошковое эпоксидное покрытие отечественного производства;

2 – жидкое эпоксидное покрытие отечественного производства;

3 – порошковое эпоксидное покрытие отечественного производства;

4 – порошковое эпоксидное покрытие импортного производства.

В качестве контролируемого параметра измерялась адгезия покрытия к стали методом нормального отрыва.

ОПИ образцов покрытия №1 и №2 проходили на байпасной линии нефтесбора Мегионского месторождения (Западная Сибирь), образца №3 – в составе высоконапорного водовода Поточного месторождения (Западная Сибирь). Обе среды ОПИ (табл. 2) отличает невысокая температура (ниже температуры стеклования материалов покрытия), высокая минерализация (в частности ионами хлора) и содержание растворенных газов, в том числе CO2, H2S.

Таблица 2. Состав сред ОПИ
Таблица 2. Состав сред ОПИ

Результаты ОПИ для образцов №1-3 приведены на рис. 4-6 и в табл. 3, результаты ОПИ для образца №4 на момент написания статьи отсутствовали.

Рис. 4. Внешний вид образцов №1 и №2 (а) и микроструктура образца №1 (б) после одного года ОПИ на байпасной линии нефтесбора, Мегионское месторождение (Западная Сибирь)
Рис. 4. Внешний вид образцов №1 и №2 (а) и микроструктура образца №1 (б) после одного года ОПИ
на байпасной линии нефтесбора, Мегионское месторождение (Западная Сибирь)
Таблица 3. Адгезия покрытия к стали, МПа*
Таблица 3. Адгезия покрытия к стали, МПа*

Для образца №1 после одного года эксплуатации наблюдалось масштабное разрушение покрытия в виде вздутий, сопровождающихся большой деформацией материала (рис. 4). Помимо вздутий наблюдалось развитие коррозионного разрушения металла под покрытием, толщина слоя продуктов коррозии достигала 25-30 мкм. По совокупности признаков можно сделать вывод, что разрушение покрытия произошло вследствие проникновения агрессивных компонентов среды к границе раздела «металл-покрытие» с последующим коррозионным разрушением металла трубы. После двух лет эксплуатации отмечалось увеличение степени деформации материала, возникновение сквозных трещин в покрытии (рис. 5 а, б), глубина коррозионных повреждений металла трубы увеличилась до 100-120 мкм.

Рис. 5. Внешний вид образцов №1 и №2 (а), микроструктура образца №1 (б) и образца №2 (в) после двух лет ОПИ на байпасной линии нефтесбора, Мегионское месторождение (Западная Сибирь)
Рис. 5. Внешний вид образцов №1 и №2 (а), микроструктура образца №1 (б) и образца №2 (в) после двух лет ОПИ на байпасной линии нефтесбора, Мегионское месторождение (Западная Сибирь)

Исследование образца покрытия №2 показало, что за два года ОПИ не произошло разрушения покрытия, однако наблюдалось снижение адгезии покрытия к металлу трубы относительно исходного состояния. При этом образование продуктов коррозии под покрытием зафиксировано не было (рис. 5, в).

Рис. 6. Внешний вид Образца №3 (а) и характер отрыва «грибка» образца №3 (б) после 851 сут эксплуатации в составе высоконапорного водовода, Поточное месторождение (Западная Сибирь)
Рис. 6. Внешний вид Образца №3 (а) и характер отрыва «грибка» образца №3 (б) после 851 сут эксплуатации в составе высоконапорного водовода, Поточное месторождение (Западная Сибирь)

Образец покрытия №3 эксплуатировался в составе высоконапорного водовода Поточного месторождения в течение 851 суток. За время эксплуатации образовались локальные повреждения покрытия в виде вздутий с образованием тонкого слоя продуктов коррозии металла трубы (рис. 6). Разрушение адгезионных связей привело к смене характера отрыва «грибков» с когезионного на адгезионный от поверхности металла.

Результаты проведения ОПИ позволяют сделать вывод о возможности применения ВАКПП в той или иной среде. Однако продолжительность проведения ОПИ, которая обычно составляет один или два года, не позволяет проводить оперативный подбор материалов, а также контролировать качество поставляемой партии. В связи с этим необходимо использовать лабораторные методы испытаний, позволяющие в сжатые сроки оценить возможность применения того или иного материала.

ПРОВЕДЕНИЕ ЛАБОРАТОРНЫХ ИСПЫТАНИЙ

При проведении лабораторных исследований в исходном состоянии у всех исследуемых образцов наблюдалась высокая адгезия в диапазоне 18-22 МПа.

Рис. 7. Результаты измерения адгезии
Рис. 7. Результаты измерения адгезии

Для оценки барьерных свойств при воздействии агрессивных сред лабораторные испытания проводились в модельной среде 3%-ного водного раствора NaCl с растворенными в нем H2S (2500 ppm) и СО2 (14000 ppm) при давлении 10 МПа и температуре 80°С. Продолжительность испытания составляла 240, 500, 1000 часов. Результаты измерений адгезии методом нормального отрыва представлены в табл. 3 и на рис. 7.

Анализируя полученные результаты лабораторных испытаний и ОПИ, можно сделать вывод, что динамика изменения адгезии не носит строго линейного характера. При этом наблюдается корреляция полученных результатов, что свидетельствует об идентичных механизмах разрушения покрытия, протекающих как при лабораторном эксперименте, так и при проведении ОПИ.

Ступенчатое снижение адгезионной прочности, повидимому, связано с диффузионными процессами и определяется скоростью проникновения компонентов транспортируемой среды к границе раздела «металлпокрытие». Скорость диффузии в общем виде зависит от концентрации компонентов. В данном случае, варьируя концентрацию растворенных газов в модельной среде, можно получить прогноз срока службы для конкретных условий эксплуатации.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Сравнительный анализ результатов лабораторных испытаний и ОПИ показывает аналогичную тенденцию к снижению адгезионной прочности, что позволяет сделать вывод о пригодности предлагаемых методик для оценки работоспособности ВАКПП для трубопроводов, работающих при повышенном давлении, температуре и воздействии коррозионно-агрессивных компонентов (CO2 и H2S).

Подбор состава модельных сред для лабораторных испытаний при различных значениях концентраций растворенных коррозионно-активных газов позволяет оценить применимость покрытий для конкретных условий эксплуатации в значительно меньшие сроки по сравнению с проведением ОПИ.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Фаизов Р.Б. Актуальность и экономические аспекты проблемы коррозии и защиты металлических сооружений // Нефть, Газ. Промышленность. 2004. №3(8).
  2. Гуров С.А. Повышение ресурса безопасной эксплуатации промысловых трубопроводов на основе применения ингибиторной защиты: автореф. дис. канд. техн. наук. – Уфа, 2003. 24 с.
  3. Ягубов Э.З. Разработка принципов обеспечения конструктивной надежности нефтегазопроводных систем на основе коррозионно-стойких композитных труб: автореф. дис. докт. техн. наук. – Ухта, 2012, 41 с.
  4. Александров Е.В., Юдин П.Е., Князева Ж.В. Новая методика автоклавного теста для экспресс-анализа антикоррозионных покрытий // Трубопроводный транспорт: теория и практика. 2015. № 3. С. 60.
Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Сергей Степанович, почему при проведении лабораторного эксперимента в составе среды у вас отсутствует метан, но при этом добавлено большое количество азота? Ведь метан по степени проницаемости превосодит азот.
Сергей Петров: Из анализа литературных данных и нормативной документации мировых стандартов мы выяснили, что метан следует рассматривать как дополнительный фактор, позволяющий компенсировать «пустое пространство» среды, которое возникает из-за низких критических точек давления углекислого газа и сероводорода. Точно такую же роль может выполнять и азот. Поскольку работа с метаном в лабораторных условиях опасна, мы решили использовать азот, который, как показали проведенные нами исследования, никак не влияет на покрытие – он абсолютно нейтрален по своим свойствам.
Вопрос: Какие именно исследования, подтверждающие этот факт, были проведены?
С.П.: Декомпрессия покрытия в азоте и его длительные выдержки в азоте.
Вопрос: Удалось ли вам в ходе проведенной работы установить какую-то корреляцию между температурой стеклования и температурой эксплуатации? И какой, на Ваш взгляд, должна быть разница между этими двумя параметрами, чтобы покрытие служило как можно дольше?
С.П.: По нашей оценке, во время эксплуатации покрытия происходит дополнительное размягчение материалов из-за контактов с жидкостью, и реальная температура стеклования может несколько снижаться. В случае сухого образца температура стеклования исследованных в данной работе образцов составляет от 70 до 100°С, но насколько конкретно она снижается
во время эксплуатации, измерить вряд ли возможно, ведь его свойства при высыхании и удалении влаги могут возвращаться к исходному значению. Однако для себя мы установили, что максимальная температуру эксплуатации должна быть ниже температуры стеклования на величину порядка 10°С.
Вопрос: На практике на работоспособность покрытия существенно влияет давление, под которым работает трубопровод. Также распределение напряжений по покрытию существенно зависит от его толщины. Учитывались ли эти факторы в ходе проведения ваших исследований?
С.П.: Для определения циклических нагрузок у нас предусмотрен дополнительный комплекс испытаний, который включает испытания на термоциклирование – циклическое воздействие различных температур, которые учитывают коэффициент расширения как металла, так и покрытия.
Вопрос: Измерялась ли в процессе испытаний скорость образования микротрещин во время эксплуатации покрытия?
С.П.: Нет, прямых измерений этого показателя мы не производили. По нашим наблюдениям, стойкость покрытия в наибольшей степени зависит от разницы температур стеклования и эксплуатации, а также от свойств самого покрытия. Поэтому в процессе испытаний мы старались сконцентрироваться на этих параметрах.
Вопрос: В чем заключается особенность автоклава, который использовался для испытаний?
С.П.: Он полностью адаптирован к испытанию покрытий. То есть к соответствующим испытательным средам, регулированию сброса, скорости подачи, возможности дополнительной продувки азотом, продувки системы от всех агрессивных газов и т.д.
Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Антикоррозионные однослойные силикатно-эмалевые покрытия для защиты стальных трубопроводов
Российская нефтегазовая техническая конференция SPE 2017. Итоги
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №10/2017

Инженерная практика

Выпуск №10/2017

Промысловый трубопроводный транспорт
Актуализация нормативно-технической базы трубопроводного транспортаРезультаты испытаний новых марок сталей, защитных покрытий и химреагентовТрубопроводный транспорт высоковязкой нефтиОценка способов защиты стыков сварных соединенийДиагностика и эксплуатация неметаллических трубопроводных системОсобенности углекислотной коррозии и антикоррозионной защиты газопроводов
Ближайшее совещание
Механизированная добыча, Разработка месторождений
ОРЭ — 2017
Производственно-технический семинар-совещание

ОРЭ '2017. Практика применения технологий ОРД и ОРЗ, проектирования и интеллектуализации разработки многопластовых месторождений

Мероприятие перенесено на 16-18 апреля 2018 г., г. Москва
Обсуждение в кругу руководителей и специалистов в области разработки месторождении и эксплуатации механизированного фонда скважин результатов новых ОПИ и эксплуатации скважинных компоновок для ОРЭ, геофизического оборудования для раздельного учета и методик мониторинга параметров добычи, систем управления для ОРЭ и перспектив развития данного направления.
Общая информация Планируется
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис — февраль 2018
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

12 – 16 февраля 2018 г, г. Пермь
ООО «Инженерная практика» от имени журнала «Инженерная практика» проводит набор группы специалистов для прохождения производственно-технического тренинга по программе «Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах». Пятидневный тренинг - курс будет проводиться в г. Перми (отель «Урал») в рамках авторского курса С. Балянова.