CC BY
10
https://doi.org/10.15350/17270529.2023.4.52
УДК 620.197
2.2.8 - Методы и приборы контроля и диагностики материалов, изделий, веществ и природной среды (технические науки).
Система антикоррозионной защиты емкостного оборудования, адаптированная для климатических условий средних широт
А. В. Рынков1, М. Д. Токарев1'2, А. А. Чернова2
1 ПАО "Удмуртнефть" им. В.И. Кудинова, Россия, 426011, Ижевск, ул. Красноармейская, 182
2 Ижевский государственный технический университет имени М.Т. Калашникова, Россия, 426069, Ижевск, ул. Студенческая, 7
Аннотация. Работа посвящена вопросам антикоррозионной защиты нефтяного оборудования, а именно - вопросам разработки и тестирования системы антикоррозионной защиты емкостного оборудования участков нефтесбора и нефтехранения для климатических условий средних широт с увеличением периода проведения работ по нанесению антикоррозионной защиты внутренней и наружной поверхности емкостного оборудования в условиях отрицательных температур. Предложено применение системы антикоррозионной защиты емкостного оборудования на основе эпоксидного и финишного покрытия (SM 601 450-560 г/экв) и добавлением аминных отвердителей (полиэтиленполиамин, гексаметилендиамин, метафенилен-диамин и 2,4,6 триаминометилфенол) для обработки внутренней и наружной поверхностей оборудования. Проведено исследование долговечности наиболее распространенных марок антикоррозионных покрытий и предлагаемой системы при их нанесении в условиях отрицательных температур, показана неудовлетворительная долговечность большинства образцов. Далее образцы двух видов покрытий (наиболее распространенного Jotum - и предлагаемого) были экспериментально исследованы на прочность и стойкость методом испытания на адгезию. Проведенная серия адгезионных испытаний подтверждает как работоспособность предложенной системы, так и возможность увеличения периода проведения работ в условиях отрицательных температур.
Ключевые слова: антикоррозийная обработка, метод отрыва, химический процесс, коррозия, нанесение. H Максим Токарев, e-mail: makc. tockarew14@yandex. ru
Corrosion Protection System for Tank Equipment Adapted for Climatic Conditions of Middle Latitudes
Andrey V. Rychkov1, Maksim D. Tokarev1'2, Alena A. Chernova2
1 Udmurt Federal Research PJSC "Udmurtneft" named after V.I. Kudinova (182, Krasnoarmeiskaya St., Izhevsk, 426011, RF)
2 Kalashnikov Izhevsk State Technical University (7, Studencheskaya St., Izhevsk, 426069, Russian Federation)
Summary. The work is devoted to the issues of the anticorrosion protection of oil equipment, namely the development and testing of the system of anticorrosion protection for oil gathering tanks and oil storage tanks in the climatic conditions of middle latitudes with the increase of the period of works on anticorrosion protection of the inner and outer surface of capacitive equipment in the conditions of subzero temperatures. The types of corrosion, main mechanism of corrosion formation and methods for corrosion control were analyzed. It is shown that complex influence of different mechanisms of the corrosion formation is characteristic of external capacitive equipment, and the most employed and effective methods are contact methods. An innovative system is offered for the treatment of the inner and outer surface of capacitive equipment in the conditions of subzero temperatures. The peculiarities of the standardization and norming for the systems of anticorrosion protection as well as the methods for testing the adhesion strength of coatings were considered. It is offered to use the anticorrosion protection system based on epoxy resins with inclusion of polyamine hardener for the equipment operating at subzero temperatures. The offered coating consists of epoxy resin (primer) with high dry residue and amine hardeners (polyethylene polyamine, hexamethylenediamine, metaphenylene-diamine and 2,4,6 triaminomethylphenol). Curing with amines (except trietanolamine, dicyandiamide, etc.) took place at normal temperature or at low heating (70-80 °C), i.e. in the conditions of cold curing. Durability tests were carried out for a number of anticorrosion coatings. It is demonstrated that widely spread systems of anticorrosion protection do not provide required durability that is not less than 2 years of service in the industrial atmosphere of macroclimatic zones of temperate and cold climate). Two types of coatings (the offered coating and widely-spread Jotum) were experimentally studied for durability using adhesion tests. The series of the adhesion tests confirmed the protective efficiency of the offered anticorrosion system and the possibility of increasing the lifetime in the conditions of sub-zero temperatures.
Keywords: anti-corrosion treatment, tear-off method, chemical process, corrosion, application. H Maxim Tokarev, e-mail: makc. tockarew14@yandex. ru
ВВЕДЕНИЕ
В течение эксплуатационного срока службы нефтепромыслового емкостного оборудования его стенки подвергаются коррозионному износу в результате воздействия технологических агрессивных сред, экстремальных повышенных температур и внешних атмосферных осадков (снег, дождь, УФ-излучение и т.д.). В общем случае [1], выделяют три принципиальные причины коррозии: 1) химическая, обусловленная взаимодействием
металла с диэлектрическими жидкостями; 2) электрохимическая, обусловленная взаимодействием металла с электролитической окружающей средой; 3) термическая коррозия, обусловленная расширением или сжатием вещества под воздействием температурных перепадов. Однако, на практике (например, в нефтедобывающей и нефтеперекачивающей промышленности), возможны также и сочетания нескольких причин формирования и развития коррозии.
Рассмотрим основные методы борьбы с коррозионным износом нефтепромыслового оборудования. Согласно [2] укрупнено можно выделить три основные группы методов борьбы с коррозией нефтепромыслового оборудования: химические, физические и технологические. При этом первая группа методов предполагает применение специализированных реагентов, например, ингибиторов, для предотвращения либо (как правило) снижения скорости коррозионных процессов. К химическим методам можно отнести электрохимические методы защиты [3] с использованием барьерных ингибиторов (в том числе анодных, катодных и смешанных), нейтрализующие методы с применением ингибиторов для корректировки рН агрессивной среды, удаляющие методы, действие которых направлено на разложение агрессивных компонентов среды, а также ряд специализированных методов, предусматривающих применение ингибиторов для борьбы с сульфатвосстанавливающими бактериями. Специфика применения химических методов, связана с подачей ингибиторов в пласт либо в скважину, что сужает область применения данной группы методов для остальных объектов нефтяного оборудования.
Физические методы, сопряженные с использованием различных защитных покрытий несущих металлических конструкций, по сути, являются контактными методами. К ним относятся:
- применение коррозионностойких материалов при изготовлении объектов нефтяного оборудования [2] (при высокой эффективности метода он применим строго на этапе проектирования и изготовления оборудования и приводит к его существенному удорожанию);
- применение полимерных материалов при изготовлении объектов нефтяного оборудования (данный метод также не применим в условиях непосредственного нефтепромысла, также характеризуется недостаточной износостойкостью конструкции к ряду эксплуатационных параметров);
- применение стеклопластиков и иных коррозионностойких композитных конструкционных материалов при изготовлении объектов нефтяного оборудования сопряжено не только с удорожанием оборудования, но и с ухудшением его эксплуатационных характеристик;
- контактная группа методов: использование защитных покрытий (эпоксидные, фенольные, эпоксидно-фенольные, новолачные, нейлоновые, уретановые и полиэтиленовые) направлена на нивелирование как коррозионных эффектов воздействия бактериальной среды, так и на уменьшение износа оборудования. Однако эффективность данной группы методов существенным образом зависит от выбранной технологии нанесения;
- протекторная защита предусматривает внедрение в скважину или колонну специальных алюминиево-магниевых протекторов, которые поляризуют конструктивный материал несущей конструкции (сталь) и окисляются в агрессивной среде до образования защитной пленки на поверхности защищаемого металла. Данный метод крайне чувствителен к выбору конкретного протектора с одной стороны и приводит к увеличению габаритных размеров защищаемого оборудования - с другой.
Технологические методы предполагают корректировку технологического процесса добычи или транспорта нефти и включают такие методы как выбор и подготовка агента в системе повышения пластового давления (ППД) и ограничение водопритока в скважину. В силу корректировки процесса, регламента как добычи и транспорта нефтепродуктов, так и, непосредственно, ряда физических параметров самих углеводородов, применение данной
группы методов для антикоррозионной защиты объектов нефтесбора и хранения невозможно.
Таким образом, наиболее эффективными и востребованными в промышленном применении являются контактные методы [5] антикоррозионной защиты: применение специализированных лакокрасочных покрытий [6], изоляционных и многослойных покрытий [7]. При этом, выбор типа и вида покрытия [5] существенным образом определяется режимами эксплуатации оборудования, например, агрессивностью среды эксплуатации и продуктов хранения.
Для успешной разработки системы антикоррозионной защиты и ее последующего внедрения в производственные процессы разработаны как отраслевые нормирующие [8-10] так и локальные регламентационные [11-13] документы.
В настоящее время нефтяные компании применяют материалы согласно внутренним технологическим инструкциям [14-16], а высокие требования к покрытиям и агрессивность нефтепродуктов на месторождениях требуют разработки и внедрения системы антикоррозионной защиты (АКЗ). При этом, для большинства стандартных систем АКЗ установлено технологическое требование к температурному режиму: температура не ниже +5 °С для нанесения внутренних систем антикоррозионной защиты при температуре не ниже -5 °С для нанесения покрытий системы наружной защиты. Что, в совокупности, приводит к невозможности обеспечения антикоррозионной защиты вновь вводимого и/или реставрируемого в осенне-зимне-весенний период парка наружного емкостного оборудования систем сбора и хранения нефти.
Необходимо отметить, что, потенциально, нанесение АКЗ в условиях отрицательных температур возможно, но сопряжено с высокими дополнительными финансовыми и временными затратами на изготовление и монтаж тентов, транспортные услуги, монтаж строительных лесов, расход топлива тепловых пушек. Что, в совокупности, приводит к отказу нефтедобывающих компаний от данных технологических процессов.
Целью данной работы является разработка и тестирование системы антикоррозионной защиты емкостного оборудования участков нефтесбора и нефтехранения для климатических условий средних широт с увеличением периода проведения работ по нанесению антикоррозионной защиты внутренней и наружной поверхности емкостного оборудования в условиях отрицательных температур.
Система антикоррозионной защиты емкостного оборудования с возможностью нанесения на внутреннюю и наружную поверхность емкостного оборудования в условиях отрицательных температур
При разработке и внедрении системы антикоррозионной защиты емкостного оборудования необходимо обеспечить:
- внедрение передовых технологий нанесения покрытия и его ремонта;
- применение новейших материалов для антикоррозионной защиты и средств механизации;
- постоянное изучение характера и причин всех видов износа и выхода из строя антикоррозионной защиты оборудования;
- проведение мероприятий, направленных на повышение надежности и долговечности защитных антикоррозионных покрытий;
- учет и анализ фактической трудоемкости работ по нанесению антикоррозионных защитных покрытий.
При этом различают антикоррозионные покрытия для внутренних и внешних поверхностей. Наружное покрытие [17,18] должно обеспечивать антикоррозионную защиту емкостного оборудования в промышленной атмосфере, макроклиматических зон умеренного и холодного климата. То есть, данный вид покрытий должен характеризоваться устойчивостью к изменению геометрических параметров конструкции резервуара (например, допускаемая стрела прогиба выпучины или вмятины стенки при расстоянии от нижнего до верхнего края 1500 мм - 15 мм; от 1500 до 3000 мм - 30 мм, от 3000 до 4500 мм - 45 мм).
Также наружное антикоррозионное покрытие [17, 18] должно быть стойким к кратковременному воздействию хранящегося в резервуаре продукта на случай перелива и попадания на наружную поверхность в процессе эксплуатации емкостного оборудования и должно быть химически нейтральным к моющим средствам. Поверхность наружного покрытия должна быть однородной, иметь низкую степень грязеудержания. Цвет покрывного слоя ЛКМ антикоррозионного защитного покрытия емкостного оборудования должен быть светлым. Покрытие должно быть устойчивым к нагрузкам, возникающим в результате суточных перепадов температур и перепадов температур в процессе эксплуатации. Покрытие должно быть сплошным для обеспечения барьерного эффекта.
Внутреннее покрытие емкостного оборудования [17, 18] должно обладать стойкостью к хранящимся в оборудовании продуктам. Покрытие должно быть устойчивым к изменению геометрических параметров конструкции емкостного оборудования в процессе его эксплуатации и обеспечивать совместимость деформаций с корпусом, при заполнении и опорожнении (например, допускаемая стрела прогиба выпучины или вмятины стенки при расстоянии от нижнего до верхнего края: 1500 мм включительно - 15 мм; от 1500 до 3000 мм включительно - 30 мм, от 3000 до 4500 мм включительно - 45 мм). Покрытие должно быть устойчивым к нагрузкам, возникающим в результате суточных перепадов температур и перепадов температур в процессе эксплуатации, не вступать в реакцию с хранимыми продуктами и не оказывать влияние на их кондицию. Покрытие должно иметь прочное сцепление с металлической поверхностью емкостного оборудования, обладать хорошей адгезией к грунтовочному слою или основному металлу. Поверхность покрытия должна быть однородной и легко поддаваться очистке от хранящегося в емкостном оборудовании продукта перед проведением осмотров. Внутренне антикоррозионное покрытие должно быть сплошным для обеспечения барьерного эффекта, характеризоваться стойкостью к растрескиванию и обладать износостойкостью на истирание и долговечностью.
Наибольшее распространение на территории Российской Федерации получили составы систем АКЗ, предполагающие нанесение покрытия в условиях положительных температур, это финишные и грунтовочные покрытия на основе различных эпоксидных смол с добавлением стеклянных чешуек, поливинилбутираля в качестве связующего, цинковой пыли и металлической стружки (например, покрытия Jotum, Унипол, Teknos, Hempel и др.). При отрицательных температурах нанесения данные составы систем АКЗ не обеспечивают полимеризацию в силу существенной зависимости вязкости основы и связующих компонентов от температуры. Одним из путей решения может являться внесение в состав АКЗ веществ с низкой зависимостью вязкости от температуры и/или экзотермической химической реакцией компонентов между собой при смешивании в процессе нанесения. Внесение таких добавок в состав АКЗ позволит расширить температурные границы применения системы защиты.
В данной работе предлагается применение системы АКЗ на основе эпоксидных смол с включением полиаминного отвердителя для работы в условиях отрицательных температур. Предлагаемое покрытие состоит из эпоксидной смолы (грунта) с высоким сухим остатком и
применением аминных отвердителей
(полиэтиленполиамин, гексаметилендиамин,
метафенилен-диамин и 2,4,6
триаминометилфенол). Отверждение аминами (за исключением триэтаноламина, дициандиамида и т.п.) происходит при нормальной температуре или небольшом нагреве (70-80 °С), то есть в условиях холодного отверждения. Внешний вид соответствующего всем вышеперечисленным требованиям покрытия, нанесенного в условиях
Рис. 1. Общий вид антикоррозийного покрытия , г
отрицательных температур (при -5 °С), приведен
Fig. 1. General view of the anti-corrosion coating на рис 1
Исследование эксплуатационных свойств АКЗ при их нанесении в условиях отрицательных температур
Как показано выше, одним из эксплуатационных требований к системам АКЗ является обеспечение покрытию антикоррозионную защиту емкостного оборудования в промышленной атмосфере, макроклиматических зон умеренного и холодного климата, при его долговечности. Поэтому, исследования эксплуатационных свойств любых систем АКЗ целесообразно начинать с испытаний на долговечность и стойкость покрытий.
Исследования долговечности покрытий, при их нанесении в условиях отрицательных температур, производилось для наиболее распространенных систем АКЗ (табл. 1) и предлагаемого покрытия на основе эпоксидных смол с включением полиаминного отвердителя.
Таблица 1. Исследуемые системы АКЗ
Table 1. Investigated systems anticorrosion coatings
Наименование покрытия Name of coating Тип материала Material type
Jotum Эпоксидное (смола KER 834 235-263 г/экв.) и финишное покрытие: грунт с добавлением стеклянных чешуек (пластинки толщиной около 5 мкм и длиной от 100 до 400 мкм). Epoxy (KER 834 resin 235-263 g/eq.) and topcoat primer with the addition of glass flakes (they are plates about 5 microns thick and 100 to 400 microns long).
Унипол Эпоксидное и финишное покрытие Р-650, Р-649 при температуре от 10 до 30 °С; толуол, о-ксилол при температуре от +5 до 30 °С. Epoxy and finishing coating R-650, R-649 at temperatures from 10 to 30 °C; toluene, o-xylene at temperatures from +5 to 30 °C.
TEKNOS Эпоксидное и финишное покрытие с применением поливинилбутираля в качестве связывающего. Epoxy and finishing coating using polyvinyl butyral as a binder.
Hempel Эпоксидное и финишное покрытие с применением силикатов в качестве связывающего. Epoxy and finishing coating using silicates as a binder.
Патриот Эпоксидное и финишное покрытие с применением алкидов в качестве связывающего. Epoxy and finishing coating using alkyds as a binder.
PPG Эпоксидное и финишное покрытие с добавлением цинковой пыли. Epoxy and finishing coat with zinc dust added.
ВМП Эпоксидное и финишное покрытие с добавлением металлической стружки. Epoxy and finishing coat with added metal shavings.
Предлагаемая система АКЗ Эпоксидное и финишное покрытие: грунт с высоким сухим остатком и добавлением аминных отвердителей (полиэтиленполиамин, гексаметилендиамин, метафенилен-диамин и 2,4,6 триаминометилфенол). Epoxy and topcoat primer with high solids and the addition of amine hardeners (polyethylene polyamine, hexamethylenediamine, metaphenylene diamine and 2,4,6 triaminomethylphenol).
Испытание на стойкость и долговечность предполагает ряд этапов:
1. Очистка образца (рис. 2, а): стальная пластина была отшлифована (для устранения дефектов поверхности), очищена от потенциальной поверхностной коррозии и загрязнений, после чего обезжирена спиртом, обеспылена струей чистой воды и насухо протерта чистой сухой тканью.
2. Охлаждение образцов в холодильной камере (рис. 2, Ь): подготовленные очищенные пластины размещались в холодильной камере (климатический класс холодильной камеры 4+, температурный режим -(12^25) °С) для их охлаждения до температуры -15 °С.
3. Нанесение (рис. 2, с) различных составов грунтов (табл. 1) на подготовленные образцы при температуре окружающего воздуха -15 °С.
4. Выдержка образцов для нанесения следующего компонента АКЗ при температуре окружающего воздуха -15 °С.
5. Выдержка полученных образцов в условиях, близких к эксплуатационным, в течение
2 лет.
6. Периодические осмотры в течение 2 лет.
Необходимо отметить, что одновременно с охлаждением образцов в холодильной камере (этап 2), производится подготовка компонентов исследуемых АКЗ (грунтовой основы и отвердителя).
а) b) c)
Рис. 2. Технология нанесения АКЗ / Fig. 2. Anti-corrosion coating technology
В рамках испытания использовались два типа образцов: стальные пластины, изготовленные из емкостного оборудования - для тестирования наружных покрытий и трубки, сваренные из металла емкостей - для тестирования внутренних покрытий. В результате были получены 16 образцов с восьмью исследуемыми типами покрытий (табл. 2), примененных в качестве внутреннего и наружного покрытий емкостного оборудования, при их нанесении в условиях отрицательных температур.
Таблица 2. Полученные покрытия образцов и результаты исследования
Table 2. Obtained coatings of samples
Наименование покрытия Name of coating Температура окружающего воздуха, °С Ambient air temperature, °C Толщина системы, мкм System thickness, цт Требуемые условия нанесения Required Application Conditions Результаты Results
Время нанесения, ч Application time, hours Температура окр. воздуха, °С Ambient air temperature, °C
Jotum -15 200 12 +(5 - 30) За первый год испытания (в течение 365 дней) покрытие начало отшелушиваться. During the first year of testing (within 365 days), the coating began to peel off.
Унипол -15 180 14 +(5-30) Система АКЗ не полимеризовалась и замерзла при нанесении при температуре -15 °С. The AKZ system did not polymerize and froze when applied at a temperature of -15 °C.
TEKNOS -15 160 18 +(5 -30) Система АКЗ не полимеризовалась и замерзла при нанесении при температуре -15 °С. The AKZ system did not polymerize and froze when applied at a temperature of -15 °C.
Hempel -15 250 16 -(10 - 0) Зафиксирована неоднородность состава при выбранной температуре нанесения, что привело к неравномерности его нанесения и образованию на покрытии пузырей. При изменении температурного режима (имитация лета) выявлено образование очагов коррозии. The heterogeneity of the composition at the selected application temperature was recorded, which led to uneven application and the formation of bubbles on the coating. When the temperature regime changed (simulated summer), the formation of corrosion centers was revealed.
Патриот -15 180 9 - 5 - +30 Покрытие пришло в негодность спустя 500 дней с начала испытания. The coating became unusable 500 days after the start of the test.
PPG -15 160 4 +(5- 30) Система АКЗ не полимеризовалась и замерзла при нанесении при температуре -15 °С. The AKZ system did not polymerize and froze when applied at a temperature of -15 °C.
ВМП -15 400 8 +(5- 30) После высыхания покрытия были выявлены его дефекты: шагрени, выбоины. After the coating had dried, its defects were revealed: shagreens, potholes.
Предлагаемая система АКЗ -15 320 18 - 15- +45 Покрытие сохранило работоспособность спустя 730 дней испытаний. The coating remained operational after 730 days of testing.
Все образцы кроме Патриот и предлагаемой системы АКЗ были нанесены в температурном диапазоне, не соответствующем указанным в технической документации для этих систем (при экстремально низкой температуре), что не позволило данным составам полимеризоваться после нанесения. В виду того, что покрытие Патриот не выдержало испытание на долговечность, дальнейшие исследования будут проведены для предлагаемой системы АКЗ (рис. 2, b) и наиболее распространенной на территории РФ системы Jotum (рис. 2, а).
Исследование адгезионных свойств систем антикоррозионной защиты при их нанесении в условиях отрицательных температур
Необходимо отметить, что несоответствие покрытия эксплуатационным условиям его нанесения (например, климатическим условиям), недостаточное качество подготовки поверхности и иные нарушения технологии нанесения приводят не только к уменьшению его эффективности и надежности, но и к браку покрытия. Одним из методов оценки качества нанесения покрытия является испытание на отрывную адгезию. Существует три метода испытания адгезии покрытия:
1. Поперечный надрез. С его помощью можно провести быстрое тестирование методом поперечных надрезов, где резак с 6 или 11 лезвиями используется для разрезания двух наборов лесок под прямым углом. Образующиеся в результате отходы удаляются с помощью клейкой ленты, щетки или сжатого воздуха. Результаты определяются с помощью таблиц.
2. Отрывные тестеры адгезии. Имеет штифт, который проходит через центр грузика, приклеенного к основанию с покрытием. Происходит отталкивание его от покрытия с определенным усилием. Идеально подходит для выпуклых и вогнутых поверхностей.
3. Испытания на адгезию отрыва, при котором грузик приклеивается к основанию с покрытием, в результате отрывается и регистрируется результирующая сила.
Для исследования адгезионных свойств различных систем АКЗ выбран метод испытания на адгезию отрыва с применением гидравлического адгезиметра Elcometer 506 (рис. 3), соответствующего ГОСТ 32299-2013 (ISO 4624:2002).
Целью эксперимента было прямое измерение влияния температурного режима нанесения систем антикоррозионной защиты, в условиях идентичной предварительной подготовки поверхности образцов, на адгезию.
Метод испытания включал случайное приклеивание алюминиевых испытательных грузов к пластине из углеродистой стали с покрытием с помощью подходящего клея, выбранного в ходе испытаний. Поскольку цель исследования состояла в том, чтобы оценить факторы, влияющие на прочность сцепления между клеем и грузом, была предпринята попытка разработать комбинацию подложки и покрытия с чрезвычайно прочным клеем и когезионной связью, которая также хорошо сцеплялась бы с ранее выбранным антикоррозионным покрытием. Для этого на пластину из углеродистой стали толщиной У дюйма, снятую с выведенного из эксплуатации стального вертикального резервуара, наносили слой системы АКЗ толщиной 260 мкр.
Корректное проведение исследований образцов покрытия на адгезию [14] предполагало определенную подготовку образцов:
1. Очистка образца (рис. 2, а): стальная пластина была отшлифована (для устранения дефектов поверхности), очищена от потенциальной поверхностной коррозии и загрязнений, после чего обезжирена спиртом, обеспылена струей чистой воды и насухо протерта чистой сухой тканью.
Рис. 3. Гидравлический адгезиметр Elcometer 506
Fig. 3. Elcometer 506 Hydraulic Adhesimeter
2. Охлаждение образцов в холодильной камере (рис. 2, Ь): подготовленные очищенные пластины размещались в холодильной камере (климатический класс холодильной камеры 4+, температурный режим -(12^25) °С) для их охлаждения до температуры -15 °С.
3. Нанесение (рис. 2, с) различных составов грунтов (табл. 1) на подготовленные образцы при температуре окружающего воздуха -15 °С.
4. Выдержка образцов для нанесения следующего компонента АКЗ при температуре окружающего воздуха -15 °С.
Испытание на адгезию было проведено с использованием полиаминного состава для поверхности в попытке максимизировать адгезионную связь груза. В испытании на адгезию (рис. 4) использовалось равное количество грузов с различными методами истирания, включая механическую обработку, торцевое фрезерование, наждачную бумагу и дробеструйную очистку.
Рис. 4. Испытания адгезии методом отрыва
Fig. 4. Pull-off adhesion tests
Конечным результатом была средняя прочность сцеплении я при разрыве адгезии 8.57 МПа на квадратный сантиметр. Этот результат, вероятно, связан с комбинацией факторов, в первую очередь из-за того, что АКЗ имеет специальный химический подобранный состав со связующими веществами, обладает прочностью на растяжение, необходимой для использования в испытаниях на адгезию при отрыве. Следует отметить, что система АКЗ улучшила прочность при испытаниях на отрыв для некоторых комбинаций клеев и методов истирания, но в целом привел к более низким показателям испытаний на адгезию.
Сопоставление прочности сцепления предлагаемой системы АКЗ и стандартной системы АКЗ, при их нанесении на образец в условиях отрицательных температур приведено на рис. 5.
Рис. 5. Прочность сцепления при разрыве для нанесенной в условиях отрицательных температур системы Jotum (а) и предлагаемой системы АКЗ (b)
Fig. 5. Tensile bond strength for the Jotum systems (a) and proposed (b) corrosion protection system applied at sub-zero temperatures
Как видно из рис. 5, прочность сцепления предлагаемого АКЗ, при нанесении в условиях отрицательных температур, на 20 % выше прочности широко распространённого АКЗ Jotum.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Таким образом, сформирована и протестирована система антикоррозионной защиты емкостного оборудования участков сбора и хранения нефти, адаптированная для климатических условий средних широт за счет увеличения периода проведения работ по нанесению антикоррозионной защиты в условиях отрицательных температур. Проведенная серия адгезионных испытаний подтверждает как работоспособность предложенной системы, так и возможность увеличения периода проведения работ в условиях отрицательных температур.
При этом, всесезонность работ по обеспечению антикоррозионный защиты на объектах нефтепромысла в средних широтах определяется именно возможностью проведения работ в условиях отрицательных температур. Кроме того, увеличение периода проведения работ в условиях отрицательных температур позволяет как сократить сроки ввода оборудования в эксплуатацию, так и снизить риски в случае выхода из строя оборудования дублеров в период проведения капитального ремонта, что, в целом, обеспечивает снижение рисков по потерям нефти и остановки фонда.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Галкина Ю. В. Защита трубопроводов нефтяной и газовой промышленности от коррозии // СФЕРА. НЕФТЬ И ГАЗ. 2020, №2(76). С. 70-71.
2. Камалетдинов Р. С. Обзор существующих методов борьбы с коррозией нефтепромыслового оборудования // Инженерная практика. 2010, № 06.
3. Лукьянов С. В., Малютин Е. А., Скуридин Н. Н., Корзинин В. Ю., Валюшок А. В., Трусов К. А. Разработка технических решений по снижению экранирования катодных токов при электрохимической защите технологических площадок // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. № 8(6). С. 692-709. https://doi.org/10.28999/2541-9595-2018-8-6-692-709
4. Прохоров А. А., Радченко В. В. Жуков Р. А. Опыт проектирования защиты от коррозии подземных трубопроводов на площадках НПС // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2017. Т. 7, №2. С. 82-86.
5. Иванцова Н. Применение современных материалов и технологий для защиты нефтегазового оборудования от коррозии: новизна, актуальность, эффективность // Экспозиция нефть газ. 2008. № 3/Н (64). С. 83-85.
6. Рачковский Ю. Антикоррозионная защита резервуарного парка // Экспозиция нефть газ. 2009. № 3/Н (03). С. 20-21.
7. Петров Н. Н., Коваль Т. В., Фалина И. В., Горохов Р. В., Сахаров Д. И., Буков Н. Н., Шельдешов Н. В. Повышение эффективности противокоррозионной защиты магистральных трубопроводов с использованием интеллектуальных покрытий // Территория нефтегаз. 2014, № 9. С. 30-34.
REFERENCES
1. Galkina Yu. V. Zashchita truboprovodov neftyanoj i gazovoj promyshlennosti ot korrozii [Corrosion protection of oil and gas industry pipelines]. SFERA. NEFTI GAZ [SPHERA. OIL AND GAS] 2020,
no. 2(76) pp. 70-71. (In Russian).
2. Kamaletdinov R. S. Obzor sushchestvuyushchih metodov bor'by s korroziej neftepromyslovogo oborudovaniya [Review of existing methods of oilfield equipment corrosion control]. Inzhenernaya praktika [Engineering Practice], 2010, no.06. (In Russian).
3. Lukyanov S. V., Malyutin E. A., Skuridin N. N., Korzinin V. Y., Valyushok A. V., Trusov K. A. Razrabotka tekhnicheskih reshenij po snizheniyu ekranirovaniya katodnyh tokov pri elektrohimicheskoj zashchite tekhnologicheskih ploshchadok [Developing technological solutions for cathodic currents shielding mitigation in the electrochemical protection of processing areas]. Nauka i tehnologii truboprovodnogo transporta nefti i nefteproduktov [Science & Technologies: Oil and Oil Products Pipeline Transportation], 2018, no. 8(6), pp. 692-709.
(In Russian). https://doi.org/10.28999/2541-9595-2018-8-6-692-709
4. Prokhorov A. A., Radchenko V. V, Zhukov R. A. Opyt proektirovaniya zashchity ot korrozii podzemnyh truboprovodov na ploshchadkah NPS [Experience in designing of corrosion protection of underground pipelines at ors sites]. Nauka i tehnologii truboprovodnogo transporta nefti i nefteproduktov [Science & Technologies: Oil and Oil Products Pipeline Transportation], 2017, vol. 7, no. 2, pp. 82-86.
(In Russian).
5. Ivantsova N. Primenenie sovremennykh materialov i tekhnologiy dlya zashchity neftegazovogo oborudovaniya ot korrozii: novizna, aktual'nost', effektivnost' [Use of modern materials and technologies to protect oil and gas equipment from corrosion: novelty, topicality, efficiency]. Ekspozitsiya neft'gaz. [Exposition Oil Gas], 2008, no. 3/H (64), pp. 8385. (In Russian).
6. Rachkovskij YU. Antikorrozionnaya zashchita rezervuarnogo parka [Corrosion protection of the tank farm]. Ekspoziciya neft' gaz [Exposition Oil Gas], 2009, no. 3/N (03), pp. 20-21. (In Russian).
7. Petrov N.N., Koval T.V., Falina I.V, Gorokhov R.V., Sakharov D.I., Bukov N.N., Sheldeshov N.V. Povyshenie effektivnosti protivokorrozionnoj zashchity magistral'nyh truboprovodov s ispol'zovaniem intellektual'nyh pokrytij [Enhancement of corrosion protection efficiency of main pipelines with application of smart coatings]. Territoriya neftegaz [Oil and Gas Territory], 2014, no. 9, pp. 30-34. (In Russian).
8. ГОСТ 9.401-91 Единая система защиты от коррозии и старения. Покрытия лакокрасочные. Общие требования и методы ускоренных испытаний на стойкость к воздействию климатических факторов.
9. ГОСТ 31385-2008 Резервуары вертикальные стальные для нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия.
10. ГОСТ 9.402-2004 Покрытия лакокрасочные. Подготовка металлических поверхностей к окрашиванию.
11. Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту. https://library-full.nadzor-info.ru/doc/60410
(дата обращения: 01.05.2023).
12. Стандарт ISO 2808. Лаки и краски. Определение толщины пленок. Применяемая и предлагаемая система АКЗ.
13. Технический регламент о безопасности машин и оборудования, утвержденный постановлением Правительства РФ от 15.09.2009
N 753.
14. ГОСТ 32299-2013 Материалы лакокрасочные. Определение адгезии методом отрыва.
15. СП 70.13330.2012 Несущие и ограждающие конструкции.
16. СП 28.13330.2012 Защита строительных конструкций от коррозии.
17. ГОСТ 31385- 2016 Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов.
18. ГОСТ Р 52630 - 2012 Сосуды и аппараты стальные сварные.
8. GOST 9.401-91 Edinaya sistema zashchity ot korrozii i stareniya. Pokrytiya lakokrasochnye. Obshchie trebovaniya i metody uskorennykh ispytaniy na stoykost' k vozdeystviyu klimaticheskikh faktorov [Unified system of protection against corrosion and aging. Paint coatings. General requirements and accelerated test methods for resistance to climatic factors].
9. GOST 31385-2008 Rezervuary vertikal'nye stal'nye dlya nefti i nefteproduktov. Obshchie tekhnicheskie usloviya [Vertical steel tanks for oil and oil products. General specifications].
10. GOST 9.402-2004 Pokrytiya lakokrasochnye. Podgotovka metallicheskikh poverkhnostey k okrashivaniyu [Paint coatings. Preparation of metal surfaces for painting].
11. Pravila tekhnicheskoy ekspluatatsii rezervuarov i instruktsii po ikh remontu [Rules for the technical operation of tanks and instructions for their repair]. https://library-full.nadzor-info .ru/doc/60410 (accessed May 1, 2023).
12. Standart ISO 2808. Laki i kraski. Opredelenie tolshchiny plenok. Primenyaemaya i predlagaemaya sistema AKZ [Varnishes and paints. Determination of film thickness. Applied and proposed ACS system].
13. Tekhnicheskiy reglament o bezopasnosti mashin i oborudovaniya, utverzhdennyy postanovleniem Pravitel'stva RF ot 15.09.2009 N 753 [Technical regulations on the safety of machinery and equipment, approved by Decree of the Government of the Russian Federation of September 15, 2009 N 753]
14. GOST 32299-2013 Materialy lakokrasochnye. Opredelenie adgezii metodom otryva [Paint and varnish materials. Determination of adhesion by tear-off method].
15. SP 70.13330.2012 Nesushchie i ograzhdayushchie konstruktsii [Bearing and enclosing structures].
16. SP 28.13330.2012 Zashchita stroitel'nykh konstruktsiy ot korrozii [Protection of building structures against corrosion].
17. GOST 31385-2016 Rezervuary vertikal'nye tsilindricheskie stal'nye dlya nefti i nefteproduktov [Vertical cylindrical steel tanks for oil and petroleum products].
18. GOSTR 52630 - 2012 Sosudy i apparaty stal'nye svarnye [Welded steel vessels and apparatuses].
Поступила 19.09.2023; после доработки 11.12.2023; принята к опубликованию 12.12.2023 Received September 19, 2023; received in revised form December 11, 2023; accepted December 12, 2023
Информация об авторах
Information about the authors
Рычков Андрей Викторович, главный механик ПАО "Удмуртнефть" им. В.И.Кудинова, Ижевск, Российская Федерация
Andrey V. Rychkov, Hief Mechanic of PJSC "Udmurtneft" named after. V.I. Kudinova, Izhevsk, Russian Federation
Токарев Максим Дмитриевич, механик УППДЦППД-2 ПАО "Удмуртнефть" им. В.И.Кудинова; аспирант ИжГТУимени М.Т. Калашникова, Ижевск, Российская Федерация e-mail; makc. tockarew 14@yandex. ru
Maksim D. Tokarev, Mechanic of UPPD TsPPD-2 of PJSC "Udmurtneft" named after. V.I. Kudinova; Post Graduate Student of Kalashnikov Izhevsk State Technical University, Izhevsk, Russian Federation, e-mail: makc. tockarew14@yandex. ru
Чернова Алена Алексеевна, доктор технических наук, доцент, профессор кафедры ТДУ ИжГТУ имени М.Т. Калашникова, Ижевск, Российская Федерация, e-mail; alicaaa@smail. com
Alena A. Chernova, Dr. Sci. (Eng.), Professor, Kalashnikov Izhevsk State Technical University, Izhevsk, Russian Federation, e-mail: alicaaa@gmail. com
