Войти в мой кабинет
Регистрация
ГОТОВЫЕ РАБОТЫ / КУРСОВАЯ РАБОТА, НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО

Антикоррозионные лакокрасочные покрытия для предотвращения экологических катастроф в системах транспортировки нефти и газа

irina_krut2019 408 руб. КУПИТЬ ЭТУ РАБОТУ
Страниц: 34 Заказ написания работы может стоить дешевле
Оригинальность: неизвестно После покупки вы можете повысить уникальность этой работы до 80-100% с помощью сервиса
Размещено: 04.01.2020
Акосвенные потери от коррозии конструкций и сооружений (трубопроводов, корпусов судов, нефтяных платформ, резервуаров, мостов и т.д.). Для достижения поставленной цели необходимо проанализировать и решить следующие задачи: 1) Оценить значение и состояние трубопроводов в нефте- и газоперерабатывающей промышленности. 2) Проанализировать экологические проблемы, связанные с катастрофами при транспортировке нефти и газа, и противокоррозионную защиту. 3) Рассмотреть современные способы защиты трубопроводов при транспортировке нефти и газа от коррозионного воздействия с помощью преобразователя ржавчины. 4) Реализовать модель бизнес-процесса использования ЛКМ при обработке трубопроводов преобразователями ржавчины на примере ООО НПО «Лакокраспокрытие».
Введение

Магистральный трубопроводный транспорт является одной из важнейших составляющих топливно-энергетического комплекса России. В стране создана разветвленная сеть магистральных нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и газопроводов, которые проходят по территории большинства субъектов Российской Федерации. Одной из насущных проблем данной отрасли является общее старение фонда используемых трубопроводов. Значительная часть нефте- и газопроводов имеют возраст, превышающий нормативный срок службы [1]. Именно поэтому наблюдается устойчивая тенденция увеличения аварийности на трубопроводном транспорте на 7 - 9 % в год и в связи с этим колоссальные потери энергоресурса, о чем свидетельствуют ежегодные Государственные доклады «О состоянии окружающей природной среды и промышленной опасности Российской Федерации», а также статистические данные Гринпис за последнее десятилетие [2]. Коррозионные повреждения трубопроводов часто оказываются причиной крупномасштабных загрязнений гидросферы и литосферы. Для правильной постановки практической работы по защите трубопроводов от коррозии необходимо знание теории процессов коррозии и методов борьбы с ней [3]. Немалое значение в решении этой задачи имеет повышение уровня противокоррозионной защиты, который во многом определяет надежность оборудования, что, в свою очередь, обуславливает эффективность производства. Ущерб от коррозии может быть снижен как путем рационального выбора металла, так и осуществлением конкретных мер защиты. В обоих случаях необходимо знание механизма коррозионных процессов, протекающих в условиях эксплуатации. Среди применяемых средств защиты металлов от коррозии лакокрасочные материалы (ЛКМ) получили наибольшее распространение. Основным компонентом ЛКМ, представляющим многокомпонентную систему, является пленкообразующее вещество, которое после нанесения на поверхность металла способно в результате химических или физических превращений образовывать прочный лакокрасочный материал и обуславливать его адгезию к подложке; в качестве таких веществ используют синтетические или природные олигомеры или высокомолекулярные соединения [4]. В любом случае все же следят в РФ за угрозой крупных промышленных аварий на магистральных трубопроводах. В отличие от многих других отраслей здесь сохранены и укреплены научные институты, достигнуты значительные научные и практические результаты по внутритрубной диагностике мирового уровня. Есть еще чему поучиться в обеспечении безопасной эксплуатации опасных производственных объектов у российских магистральных трубопроводчиков [5]. Затруднительно заменить все старые трубопроводы в стране, ввиду затрат, связанных с прокладкой трубопроводов, поэтому необходимо принимать меры по увеличению сроков безопасной эксплуатации старых трубопроводов и разрабатывать новые методы предотвращения аварий и обнаружения утечек [6]. В связи с вышеизложенным, были изучены научные работы по разработке технологии получения лакокрасочных материалов для окраски нефтегазового оборудования и получения защитных покрытий на их основе непосредственно по поверхности с коррозионными повреждениями или разрушенным изоляционным слоем. В связи с этим очень важное практическое значение имеет ремонтная окраска трубопроводов. В отечественной практике и за рубежом ремонтная окраска производится примерно по аналогичной технологии с использованием лакокрасочных материалов на основе полимерных смол: эпоксидных, хлорсульфированного полиэтилена, уретановых и др. Однако существующие лакокрасочные ремонтные материалы по технологии своего применения требуют специальной подготовки поверхности перед окраской. Следовательно, в реальных полевых условиях проведение ремонтной окраски нефтегазопроводов требует значительных трудовых и материальных затрат на подготовку поверхности (очистка от рыхлого слоя ржавчины, обработка преобразователями ржавчины поврежденных участков поверхности, промывка и обезжиривание) перед окрасочными работами. Высокая стоимость подготовки поверхности и время необходимое на удаление старых покрытий существенно влияет на стоимость ремонтных работ, увеличение времени вынужденного простоя. Наиболее целесообразным представляется использование преобразователей ржавчины (ПР), позволяющих подготавливать поверхность изделия из черного металла под окрашивание без предварительного тщательного удаления продуктов коррозии. К наиболее перспективным относятся ПР-пропитки с ингибирующим эффектом, которые фактически представляют собой традиционные ЛКМ, в рецептуру которых добавлено один или нескольких ингибиторов коррозии.
Содержание

Введение 4 Глава1. Аналитический обзор проблем связанных с коррозией при транспортировке нефти и газа и актуальность данной области исследования………………………………………………………………………8 1.1 Современное состояние трубопроводов в России 8 1.2 Причины понижения эксплуатационной надежности магистральных трубопроводов и пути продления их срока службы 12 1.3 Проблема коррозии трубопроводов при транспортировке нефти……………………………………………………………………………...17 1.4 Методы предотвращения коррозии в трубопроводах при помощи преобразователя ржавчины ……………………………………………………..21 1.4.1 Защитные покрытия трубопроводов ……………………………...23 1.4.2 Электрохимическая защита газонефтепроводов…………………26 1.5 Выводы………………………………………………………………………. 28 Глава 2. Преобразователи ржавчины в лакокрасочных материалах для защиты стальных поверхностей от коррозии. 30 2.1 Подготовка поверхности к её защите от коррозии механическими способами. 30 2.2 Модификаторы (преобразователи) ржавчины. 31 2.3 Модификаторы ржавчины в лакокрасочных материалах…………………33 Глава 3. Реализация модели бизнес-процесса использования ЛКМ при обработке трубопроводов преобразователями ржавчины на примере ООО НПО «Лакокраспокрытие» ......………………………………………………….43 3.1 Информация о предприятии…………………………………………………43 3.2 Направления научно-технической деятельности………………………….44 3.3 Современные энергосберегающие лакокрасочные материалы для защитно-декоративной окраски изделий в промышленном производстве……………..44 3.4 Разработка комплекса антикоррозионных лакокрасочных материалов для ремонтной окраски нефтегазового оборудования……………………………..49 3.4.1 Разработка рецептур и лабораторной технологии получения ремонтных антикоррозионных лакокрасочных материалов для защиты сварных швов нефтегазопроводов………………………………………………49 3.4.2 . Проведение испытаний лабораторных образцов лакокрасочных материалов в условиях, моделирующих производственные факторы……….56 3.4.3 Отработка технологии производства комплекса ремонтных лакокрасочных материалов, наносимых по ржавой поверхности……………58 Заключение.………………………………………………………………………61 Список литературы………………………………………………………………62
Список литературы

1. Москалюк Д.А., Анализ и прогноз затрат на диагностику и устранение дефектов трубопроводов в ООО «Газпром переработка» // I научно-практическая конференция молодых специалистов ООО «Газпром переработка», 2008. 4 с. 2. Блоков И.П., Краткий обзор о порывах нефтепроводов и объемах разливов нефти в России. Гринпис России, 2011. 12 с. 3. Семенова И. В., Флорианович Г. М., Хорошилов А. В. Коррозия и защита от коррозии. М. : Физматлит, 2002. 334 с. 4. КОРРОЗИЯ ТЕРРИТОРИИ НЕФТЕГАЗ // ноябрь 2008. И.Ю. Ребров, главный технолог Отдела защиты от коррозии ОАО «Газпром» 5. РискПром.рф , Анализ опасностей и оценка технологического риска, “Аварийность на российских магистральных трубопроводах” – окт-2015г 6. Лисанов М.В., Савина А.В., Дегтярев Д.В., Самусева Е.А. Анализ российских и зарубежных данных по аварийности на объектах трубопроводного транспорта // Безопасность труда в промышленности. №7. 2010. С. 16 - 22. 7. Хайтун А.Д. Интеграторы евразийского пространства // Независимая газета. 2012. 15 мая. С. 10. 8. https://fareast.transneft.ru/about/activity/?print=1 обращение 26.05.2019 9. https://territoryengineering.ru обращение 06.05.2019 10. Адам А.М. Экобюллетень ИНЭКА № 3 (128) Экология и наука, май-июнь 2008. 11. Воробьев Ю.Л., Акимов В.А., Соколов Ю.И. предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов, М.: Ик-октаво, 2005. – С. 368. 12. chertezhi.com обращение 06.05.2019 13. ООО «Научно-исследовательский институт лакокрасочных покрытий с опытным машиностроительным заводом «Виктория». ОТЧЕТ О НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКОЙ РАБОТЕ «Антикоррозионные лакокрасочные покрытия для предотвращения экологических катастроф на нефтегазопроводах и хранилищах» 14. Макаренко, В. Д. Технологические методы повышения эксплутационного ресурса промысловых трубопроводов [Текст]: в сб. науч. трудов «Инновационные технологии и бизнес». – Вып. 2 / В. Д. Макаренко, И. В. Сусликов, Л. Л. Подопригора и др. – Нижневартовск: Изд-во Нижневартовского гуманитарного университета, 2007. – С. 3–24. 15. Айдуганов В.М., Волкова Л.И. Опыт строительства и эксплуатации трубопроводов из металлопластмассовых труб. Бугульма, 2006. 16. https://docplayer.ru обращение 26.05.2019 17. Кузнецов М.В., Новоселов В.Ф., Тугунов П.И., Котов В.Ф. Противокоррозионная защита трубопроводов и резервуаров: Учебник для вузов. – М.: Недра, 1992. – 238 с. 18. Наружная антикоррозионная изоляция труб. Технические условия 39-0147585-49-98/НПО «ЗНОК и ППД», 1997. – 14 с. 19. Проспект фирмы «Маннесманн» (ФРГ), 1993. 20. Воронин В.И., Воронина Т.С. Изоляционные покрытия подземных нефтегазопроводов. – М.: ВНИИОЭНГ, 1990. – 198 с. 21. Стандарт DIN 30671 (ФРГ). Покрытие из термореактивных пластмасс для стальных труб и фитингов. Эпоксидные порошковые покрытия. 22. Materials Protection and Perfomance. – 1983. – №8. – Vol. 12. 23. Corrosion Prevention and Control. – 1984. – №1. – Vol. 20. 24. Обёрточный материал на основе стекловолокна. Class fibre pipewrapping // Corros. and Coat, S.Afr. – 1991/92. – С. 22. 25. Зарубина Л.П. ЗАЩИТА ЗДАНИЙ, СООРУЖЕНИЙ, КОНСТРУКЦИЙ И ОБОРУДОВАНИЯ ОТ КОРРОЗИИ. БИОЛОГИЧЕСКАЯ ЗАЩИТА. Материалы, технология, инструменты и оборудование. – М: «Инфра-Инженерия», 2015. – 224 с 26. Буртниекс У.А., Кукурс О.К. О фазовых превращениях ржавчины под лакокрасочными пленками // Применение модификаторов ржавчины. —— Рига: Зинатне, 1977. — С. 116-122. 27. Упите А.Ю. // Окраска по ржавчине. — Рига: Зинатне, 1975. — С. 20. 28. Елисаветский А.М.‚ Погребная Р.И., Кукурс ОК. и др. Рекомендации по применению преобразователей (модификаторов ) ржавчины при защите металлических поверхностей комплексными лакокрасочными покрытиями. —Черкассы: НИИТЭХИМ, 1985. — 48 с. 29. Погребная Р.И., Дубинина Л.Я. // Технология получения лакокрасочных покрытий. —М., 1990. — С. 42—43. 30. Вайвад А.Я., Буртниекс У.А. // Окраска по ржавчине. —— Рига: Зинатне, 1975. — С. 9. 31. Котова А.И., Каневская Е.А. // Окраска по ржавчине. — Рига: Зинатне, 1975. — С‚ 40. 32. Михайлова С.С и др. // Окрашивание по ржавчине. — Черкассы, 1986. —С. 41. 33. Кузнецов Ю.Н.‚ Подгорнова Л.П.‚ Гаврилова С.В. // Коррозия: материалы и защита». — 2004. — № 10. — С. 24—28. 34. ГОСТ 9.032-74 Единая система защиты от коррозии и старения. Покрытия лакокрасочные. Группы, технические требования и обозначения. 35. www.niilkp.ru/ - обращение 03.06.2019 36. 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. 37. ГОСТ 9.409-88 Единая система защиты от коррозии и старения. Покрытия 38. ГОСТ 6581-75 Материалы электроизоляционные жидкие. Методы электрических испытаний. 39. ГОСТ 18187-72 Разбавители для электроокраски марки РЭ. Технические условия. 40. Богданова Г.И., Шехтер Ю.Н. Ингибированные нефтяные составы для защиты от коррозии, М., 1984. 41. Кузнецов Ю.И. Защита металлов, 2000, том 36, № 2, с. 150-157. 42. Розенфельд И.Л., Рубинштейн Ф.И., Жигалова К.А. Защита металлов от коррозии лакокрасочными покрытиями, М., «Химия» 43. ГОСТ 10587-84 Смолы эпоксидно-диановые неотвержденные. Технические условия. 44. ГОСТ 11066-74 Лаки и эмали кремнийорганические термостойкие. Технические условия. 45. ГОСТ 15171-78 Присадка АКОР-1. Технические условия. 46. Свобода М. Журнал ВХО им. Д.М. Менделеева, 1988, том ХХХШ, № 1, с.89-93. 47. Сухарева Л.А., Балавинцева Е.К., Розанцев Э.Г., Федякова Н.В., Простяков В.М., Миронова Г.А., Елисаветский А.М., Лакокрасочные материалы и их применение, 1993, № 1, с.11. 48. Герасименко А.А., Калиновский С.А. Соловьев А.И., Защита металлов, 1998, том 34, № 5, с. 538-542. 49. Шехтер Ю.Н., Ребров И.Ю., Легезин Н.Е., Хазанджижиев С.М., Муравьева С.А., Мурызева Н.О., Егоров С.А., Защита металлов. 1998, том 34, № 6, с. 638-641. 50. ГОСТ 6589-74 Материалы лакокрасочные. Метод определения степени перетира прибором "Клин" (гриндометром). 51. ГОСТ 8420-74 Материалы лакокрасочные. Методы определения условной вязкости. 52. ГОСТ 17537-72 Материалы лакокрасочные. Методы определения массовой доли летучих и нелетучих, твердых и пленкообразующих веществ. 53. Михайловский Ю.Н., Попова В.М., Маршаков А.И., Защита металлов, 2000, том 36, № 5, с. 546-551. 54. Лашевская Э.Д., Рубинштейн Ф.И., Пономарева Н.А., Лакокрасочные материалы и их применение, 1980 55. ГОСТ 9.104-79 Единая система защиты от коррозии и старения. Покрытия лакокрасочные. Группы условий эксплуатации. 56. ГОСТ 15150-69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды. 57. ГОСТ Р 15.201-2000 Система разработки и постановки продукции на производство. Продукция производственно-технического назначения. Порядок разработки и постановки продукции на производство.
Отрывок из работы

ГЛАВА 1. АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР ПРОБЛЕМ, СВЯЗАННЫХ С КОРРОЗИЕЙ ПРИ ТРАНСПОРТИРОВКЕ НЕФТИ И ГАЗА, И АКТУАЛЬНОСТЬ ДАННОЙ ОБЛАСТИ ИССЛЕДОВАНИЯ 1.1 Современное состояние трубопроводов в России Чистота нефтепродуктов, а именно — отсутствие воды и механических примесей — является одним из важнейших аспектов соответствия нефтепродуктов установленным нормативными документами требованиям и необходимому уровню эксплуатационных свойств. При транспортировке по магистральным нефтепродуктопроводам в результате воздействия ряда факторов, таких как проведение регламентных и ремонтных работ, протекание коррозионных процессов в трубопроводах и оборудовании, выпадение смолистых веществ и их коагуляция с механическими примесями, конденсация воды из газового пространства резервуаров и др., могут иметь место случаи обводнения и загрязнения нефтепродуктов. В связи с этим, организация контроля чистоты и своевременное отделение загрязненных и/или обводненных объемов перекачиваемых нефтепродуктов в отдельные резервуары имеют высокий уровень актуальности. Россия обладает развитой сетью трубопроводного транспорта природного газа, нефти и продуктов их переработки: общая протяженность трубопроводов превышает 200 тыс. км.. Она включает в себя уникальную по протяженности и производительности газотранспортную систему – одно из самых крупных инженерных сооружений ХХ века. На ее базе была организована единая система газоснабжения. Российская ее часть объединяет газовые промыслы – 146,3 тыс. км. магистральных газопроводов. Уникален по своим масштабам и возможностям и нефтепроводный транспорт страны. Россия занимает особое место среди основных поставщиков нефти с точки зрения возможных объемов поставок, транзитного потенциала и надежности (стабильности) поставок. Кроме того, можно определенно утверждать, что в обозримой перспективе Россия сохранит статус одного из основных поставщиков углеводородного сырья на мировой рынок. Для обеспечения прогнозного роста объемов добычи и экспорта российской нефти необходимо дальнейшее развитие системы магистральных нефтепроводов, увеличение ее пропускной способности. В целом мощности магистральных нефтепродуктопроводов могут возрасти к 2016 г. не менее, чем на одну треть. Нефтепроводная система России включает в себя порядка 52 тыс. км. магистральных трубопроводов, это видно из рисунка 1[7]. Рис 1. Нефтегазовая инфраструктура Российской Федерации. Магистральные трубопроводы – самые масштабные подземные сооружения, которые при внешней технической простоте принципиально отличаются от других строительных конструкций воздействием силовых факторов, сложной схемой взаимодействия с окружающей средой, неопределенностью напряженно-деформированного состояния. Расположение трубопроводов в труднодоступных местах осложняет их диагностику и увеличивает вероятность возникновения отказов. Причем даже незначительные отклонения реальных условий эксплуатации от принятых за исходные приводят всю систему к предельному состоянию. Специфика магистральных трубопроводов России состоит, прежде всего, в сложнейших природно-климатических условиях их строительства эксплуатации. Дело в том, что самые крупные месторождения расположены в субарктических широтах Западной Сибири, трассы газовых и нефтяных магистралей, протянувшихся на тысячи километров, пересекают вечную мерзлоту, многочисленные естественные (реки, ручьи и пр.) и искусственные (автодороги, железные дороги и пр.) преграды, а также заболоченную тундру. Для трубопроводной системы характерна зональная дифференциация (проблемы, возникающие на юге, могут быть не актуальны на севере и более того, существенные различия в условиях эксплуатации могут быть в пределах одной территории). Трубопроводы – наиболее эффективный в экономическом плане, надежный и экологически безопасный способ транспортировки углеводородов. Но это определяется не только органически присущими трубопроводам физическими свойствами. Преимущества достигаются благодаря хорошим проектам, высокому качеству оборудования, материалов и строительства, технической культуре эксплуатации. Проблема в том, что на практике эти обязательные компоненты не всегда выдерживаются. Об этом свидетельствуют повторяющиеся аварии и отказы на магистралях. В 2015 году, например, показатели аварийности на магистральных газопроводах составили 0,21, а на нефтепроводах – 0,30 на 1000 км. В связи с такой ситуацией компаниями по управлению транспортировкой нефти и газа разрабатываются новые программы и концепции, направленные на диагностику состояния магистральных трубопроводов аппаратными методами. Компании ориентированы на разработку программного обеспечения, которое позволит систематизировать данные по каждому из участков трубопроводов, позволит быстро находить интересующую информацию, расширяется использование геоинформационных систем. В настоящее время Правительство перешло к непосредственной реализации положений стратегии, как это видно на рисунке 2[8]. Рис 2. Расширение второй очереди ТС “Восточная Сибирь-Тихий океан” В 2004 г. были приняты решения по расширению мощностей Балтийской трубопроводной системы до 65 млн. т, строительству трубопроводной системы «Восточная Сибирь – Тихий океан», в законодательной сфере продолжается доработка проекта Федерального закона «О трубопроводном транспорте». Поэтому крайне важно для России создать условия для дальнейшего развития направления применения труб с антикоррозионными лакокрасочными покрытиями, сохранения сформированных научных коллективов и научно-производственных кооперационных связей, развития достигнутых позиций в области разработки экологически безопасных лакокрасочных материалов и технологий антикоррозионной защиты металла. Необходима не только разработка решений, позволяющих более эффективно использовать уже имеющиеся научные достижения, в том числе и в области нанотехнологий, но и создание новых, современных производств, позволяющих реализовать их на практике. 1.2 Причины понижения эксплуатационной надежности магистральных трубопроводов и пути продления их срока службы На магистральных нефтепроводах происходят отказы по различным причинам, разрывы труб с выбросом нефти, иногда катастрофы. Полностью исключить аварии невозможно, так как есть причины, зависящие не только от технического состояния трубопроводов. С увеличением объемов добычи нефти степень опасности многократно возрастает. Последствия от аварий также бывают несопоставимы. В процессе эксплуатации магистральных нефтепроводов не обходится без проблем и решения непростых технических задач. Многие проблемы напрямую связаны с условиями и особенностями эксплуатации современных магистральных нефтепроводов. Крупные аварии на действующих нефтепроводах происходят в связи с развитием пластических деформаций на участках концентрации напряжений в условиях повторно-статического воздействия напряжений. Под действием различных нагрузок трещины увеличиваются, что приводит к снижению несущей способности трубопровода и авариям. Аварии с разрывом стенки трубы ведут к загрязнению окружающей среды, потерям нефти и экономическому ущербу. В период интенсивного строительства, применяли недолговечные плёночные и битумные защитные покрытия, срок службы которых не превышал 15-20 лет. Поэтому сегодня более половины трасс нуждаются в замене изоляции. Кроме того, на некоторых участках были уложены трубы, которые не отвечают современным требованиям долговечности и сейчас активно коррозируют. По этой причине аварии на магистральных нефтепроводах, в том числе и с тяжёлыми экологическими последствиями, происходят всё чаще. Аварийность МН является одним из главных критериев опасности, представляющей прямую угрозу населению и окружающей природной среде. Особенно страдает природа в случае аварий нефтепроводов, проложенных по дну рек и других водоёмов. Авария на объекте трубопровода – это вылив или истечение опасной жидкости в результате полного или частичного разрушения трубопровода, его элементов, резервуаров, оборудования и устройств, сопровождаемых загрязнением рек, озёр, водохранилищ, почвы, растительности. Этому следует множество причин, как это видно на рисунке 3. Рис 3. Причины значительной части потерь трубопроводов [9]. При анализе аварийности магистральных нефтепроводов РФ с 1992 по 2015гг. Госгортехнадзор России подразделил основные причины аварий на: коррозия металла труб (48%); брак строительства/ изготовления (22%); механическое воздействие (15%); конструктивные недостатки (8%); ошибки персонала (6%); износ оборудования (1%); воздействие стихийных явлений (1%). На магистральных нефтепроводах происходящие аварии классифицируются, как внезапные выливы или истечения нефти (утечка), происходящие в результате полного разрушения или повреждения нефтепровода (его элементов, резервуаров), сопровождающиеся следующими негативными сопутствующими факторами: травмами людей; воспламенениями нефти и паров нефти; загрязнением рек, водоемов выше норм, установленных стандартом качества воды; утечкой нефти свыше 10 м3 и более [10, 11]. Развитие аварий и её масштабов зависят от режима работы нефтепровода в момент возникновения аварий, оперативности действий обслуживающего персонала, характера повреждения и рельефа местности. Основные предпосылки для возникновения аварий закладываются при проектировании и строительстве нефтепроводов. Ввиду неразвитости нормативно-правовой базы в проекты либо не включаются результаты специальных инженерно-геологических исследований, либо требования к ним не в полной мере соответствуют задаче обеспечения безопасности магистральных нефтепроводов. Строители, используя в свою очередь, неопределённость требований проекта (или их отсутствие) в части охраны окружающей среды, прокладывают трубопроводы кратчайшим путём, чтобы сократить затраты на строительство. Из-за стремления максимально сократить эти затраты не всегда учитываются опасные процессы природного происхождения (карсты, обледенение, вечная мерзлота и пр.), а также социальная и экологическая ценность объектов среды (районы естественного обитания малочисленных народов, оленьи пастбища, места с богатым биоразнообразием и пр.) [12]. Надежность и продолжительность срока службы нефтегазопроводов во многом определяется эффективностью их противокоррозионной защиты. Антикоррозионные покрытия должны обеспечивать защиту от коррозии трубопроводов на весь период их эксплуатации. Однако следует особо отметить, ни один из существующих способов заводской защиты труб не гарантирует защиты от повреждений во время прокладки, монтажа и эксплуатации трубопроводов. В частности это касается мест монтажа и сварных швов. В связи с этим ремонтная окраска трубопроводов имеет очень важное практическое значение. Существующие ремонтные лакокрасочные материалы (ЛКМ) по технологии своего применения требуют специальной подготовки поверхности перед окраской. В реальных полевых условиях проведение ремонтной окраски нефтегазопроводов требует существенных трудовых и материальных затрат на подготовку поверхности (очистка от рыхлого слоя ржавчины, обработка преобразователями ржавчины поврежденных участков поверхности, промывка и обезжиривание) перед окрасочными работами. Высокая стоимость подготовки поверхности и время необходимое на удаление старых покрытий существенно влияет на стоимость ремонтных работ и увеличение времени вынужденного простоя. В связи с вышеизложенным, является актуальным проведение научно-исследовательской работы по разработке технологии получения лакокрасочных материалов для ремонтной окраски нефтегазового оборудования и получения защитных покрытий на их основе непосредственно по поверхности с коррозионными повреждениями или разрушенным изоляционным слоем. Представляется целесообразным для этих целей использовать преобразователи ржавчины, позволяющие подготавливать поверхность изделия из черного металла под окрашивание без предварительного тщательного удаления продуктов коррозии. К наиболее перспективным относятся ПР-пропитки с ингибирующим эффектом, которые фактически представляют собой традиционные ЛКМ, в рецептуру которых добавлено один или нескольких ингибиторов коррозии. Преимущество ингибированных материалов заключается в том, что простым и доступным способом возможно существенно улучшить защитное действие органического покрытия. Из анализа литературных данных следует, что основная современная тенденция при разработке новых ЛКМ с заданными свойствами заключается не в создании новых видов пленкообразователей, а в модификации известных материалов. Это связано с тем, что модифицирование свойств известных пленкообразователей позволяет скорее и полнее удовлетворить требования заказчика без значительных затрат на длительные и дорогостоящие разработки принципиально новых пленкообразователей и материалов. Модификация известных пленкообразователей в наибольшей степени развивается за счет введения в рецептуры определенных количеств других пленкообразователей и специальных функциональных добавок, что, как правило, приводит к существенному повышению свойств материалов и покрытий в заданном направлении. Перспективными с экологической точки зрения для окрашивания прокорродировавшего и чистого металла следует считать противокоррозионные композиции на основе органорастворимых композиций с содержанием нелетучих веществ не менее 60 %. Для обеспечения одновременно хим- и атмосферостойкости разрабатываемой композиции не могут быть использованы атмосферостойкие (но не химстойкие) пленкообразователи алкидного, меламиноалкидного и акрилового типа в качестве основного связующего. Их использование возможно лишь в качестве добавок с целью повышения атмосферостойкости. Высокую хим- и атмосферостойкость способны обеспечить различные хлорсодержащие пленкообразователи (хлорвиниловые, винилиденхлоридные, сополимерные и др.) Однако, высокий молекулярный вес и невозможность получения на основе этих (со)полимеров композиций с высоким содержанием нелетучих веществ (низким содержанием токсичных растворителей), а также их низкая пропитывающая способность по отношению к ржавчине и отсутствие адгезионных свойств, не позволяет рассматривать их в качестве основных пленкообразователей для универсальной противокоррозионной композиции. В то же время эти полимеры (сополимеры) могут быть успешно использованы для модификации других, и в частности, для модификации эпоксидных пленкообразователей. При этом расход эпоксидного компонента может быть значительно сокращен. Достаточно высокую химстойкость могут обеспечить эпоксидные пленкообразователи, которые хорошо зарекомендовали себя как на чистом металле, так и при введении специальных компонентов на прокорродировавшем металле. На их основе могут быть получены материалы, удовлетворяющие современным требованиям экологии, т.е. материалы с высоким содержанием нелетучих веществ. Однако, эпоксидные материалы не обладают достаточной устойчивостью к ультрафиолетовому излучению, т.е. требуют повышения атмосферостойкости за счет модификации другими пленкообразователями. Исследования показали, что влияние ингибиторов коррозии на свойства ЛКМ и их пленок зависит как от типа и количества вводимого ингибитора, так и от типа связующего. Вводя в состав ЛКМ оптимальное количество ингибиторов коррозии, можно принципиально изменить механизм защитного действия покрытий [13]. 1.3 Проблема коррозии трубопроводов при транспортировке нефти Промысловые трубопроводы достаточно металлоемкие и технически сложные сооружения, поэтому их противокоррозионная защита является весьма актуальной проблемой. Анализ причин значительного числа отказов при эксплуатации нефтесборных коллекторов и водоводов низкого и высокого пластового давления показал следующее: • аварийные ситуации возникают в трубопроводах, по которым транспортируется нефть с обводненностью более 50–60 % и скоростью течения 0,1–1,0 м/с; • все порывы нефтепроводов происходят на участках с расслоенным режимом течения нефтяной эмульсии, т. е. в условиях выделения из нее водной фазы; • металлическая поверхность нижней части труб практически свободна от осадков, однако на корродирующей поверхности могут образоваться осадки (в основном карбонатные железокальциевые соединения); • отмечено значительное соотношение между площадью локально разрушенной и площадью остальной (слабокорродированной) поверхности трубы; • локальная коррозия происходит в виде питтингов (точечная коррозия) или протяженных канавок (канавочная коррозия); • локализация коррозионных разрушений нижней части грубы характеризуется комплексным воздействием многих факторов: концентрации микробактерий, ионов Сl-, НСО3-, SO24-, Са2+; рН; давления в трубопроводе; содержания минеральных частиц, СО2, H2S, O2; скорости потока, наличие ингибиторов в среде; степени обводненности нефти и др. Следует отметить, что срок службы трубопроводов в значительной мере определяется коррозионной стойкостью сварных соединений. Такие дефекты, как непровары, шлаковые включения, отдельные поры и пустоты в сварном шве обусловливают его интенсивное коррозионное разрушение. Под действием транспортируемой воды, проникающей в мельчайшие поры и микротрещины, возникает щелевая коррозия сварного соединения: в сварном шве образуются свищи и, как следствие, аварийные утечки продукта. Разработка месторождений с применением методов заводнения нефтяных пластов речными и озерными водами приводит к интенсивному развитию микробиологических процессов. Формирование микроорганизмов начинается, прежде всего, с приза бойной зоны нагнетательных скважин, где из-за наличия оптимальной температуры и минерализации воды, присутствия растворенного кислорода и остаточной нефти создаются наиболее благоприятные условия для их жизнедеятельности. В дальнейшем, попадая в объекты наземных коммуникаций с застойными зонами – резервуарами, отстойниками, участками трубопроводов с малыми скоростями пластовой жидкости (~0,5–2 м/с), микроорганизмы интенсивно развиваются и вызывают бактериальную коррозию наземного оборудования. Установлено, что в последние годы около 50 % всех потерь транспортируемой среды в результате коррозии трубопроводов, эксплуатируемых в Западно-Сибирском регионе, происходит за счет биокоррозии.
Не смогли найти подходящую работу?
Вы можете заказать учебную работу от 100 рублей у наших авторов.
Оформите заказ и авторы начнут откликаться уже через 5 мин!
Похожие работы
Курсовая работа, Нефтегазовое дело, 25 страниц
300 руб.
Курсовая работа, Нефтегазовое дело, 24 страницы
288 руб.
Курсовая работа, Нефтегазовое дело, 25 страниц
250 руб.
Служба поддержки сервиса
+7(499)346-70-08
Принимаем к оплате
Способы оплаты
© «Препод24»

Все права защищены

Разработка движка сайта

/slider/1.jpg /slider/2.jpg /slider/3.jpg /slider/4.jpg /slider/5.jpg