Защита нефтегазопроводов от коррозии. Защитные покрытия


ЗАЩИТА НЕФТЕГАЗОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ

ЗАЩИТНЫЕ ПОКРЫТИЯ



Учебник


Под общей редакцией Р. В. Агинея








Москва Вологда «Инфра-Инженерия» 2019

УДК 622.692.4.053
ББК 39.76/.77
     3-40





Авторы:
Агиней Р. В., Никулин С. А., Александров Ю. В, Александров О. Ю., Исламов Р. Р., Исупова Е. В., Пак А. Л.






3-40    Защита нефтегазопроводов от коррозии. Защитные покрытия : учебник /
     [Агиней Р. В. и др.] ; под ред. Р. В. Агинея - Москва ; Вологда : ИнфраИнженерия, 2019. - 472 с. : ил., табл.
        ISBN978-5-9729-0316-0


           Рассмотрены основные виды изоляционных покрытий трубопроводов и материалов для них, раскрыты методы оценки технического состояния покрытий. Дан анализ факторов, вызывающих повреждение покрытий, описаны методы ремонта.
           Для студентов и аспирантов нефтегазовых специальностей при изучении дисциплин, связанных с обеспечением противокоррозионной защиты магистральных нефтегазопроводов. Учебник может быть полезен для повышения квалификации специалистов, занимающихся проектированием и эксплуатацией трубопроводных систем.


УДК 622.692.4.053
ББК 39.76/.77






ISBN 978-5-9729-0316-0

     © Издательство «Инфра-Инженерия», 2019
     © Оформление. Издательство «Инфра-Инженерия», 2019

        ОГЛАВЛЕНИЕ


ВВЕДЕНИЕ...................................................... 11
РАЗДЕЛ 1. ОСНОВНЫЕ ВИДЫ ПОКРЫТИЙ...............................13
ГЛАВА 1. БИТУМНЫЕ ПОКРЫТИЯ.....................................16
    1.1. Виды битумов..........................................16
    1.2. Конструкциябитумныхпокрытий...........................17
    1.3. Битумные грунтовки....................................19
    1.4. Битумныемастики.......................................21
    1.5. Армирующие и оберточные материалы для трубопроводов,
         изолированных битумом.................................28
    1.6. Нанесениепокрытий.....................................29
        1.6.1. Технология нанесения в трассовых условиях.......29
        1.6.2. Технология нанесения покрытия на базе...........33
        1.6.3. Обеспечение качества нанесения покрытия.........33
        1.6.4. Ремонт дефектов битумных изоляционных покрытий..35
        1.6.5. Техника безопасности при изоляции труб битумными мастиками.............................................37
    1.7. Преимущества и недостатки битумных покрытий. Область их применения.............................................38
    1.8. Преимущества и недостатки способа нанесения
         битумно-мастичного изоляционного покрытия.............40
    1.9. Зарубежные аналоги....................................43
ГЛАВА 2. ПОКРЫТИЯ НА ОСНОВЕ ЛИПКИХ ПОЛИМЕРНЫХ ЛЕНТ.................46
    2.1. Область применения покрытий...........................46
    2.2. Материалы для изготовления полимерных лент............46
        2.2.1. Поливинилхлорид.................................46
        2.2.2. Виды поливинилхлоридов..........................47
        2.2.3. Полиэтилены.....................................48
    2.3. Конструкция полимерного ленточного покрытия...........50
    2.4. Адгезионные грунтовки для полимерных лент.............51
    2.5. Полимерные липкие ленты...............................52
    2.6. Защитные обертки......................................53
    2.7. Примеры полимерных лент на длительно эксплуатируемых газопроводах..............................................56
    2.8. Технология нанесения покрытий в трассовых условиях....59
    2.9. Изоляция труб полимерными лентами в базовых условиях......61
    2.10. Сравнительный анализ полимерных лент и битумных покрытий.62
ГЛАВА 3. ЗАВОДСКИЕ ПОКРЫТИЯ ТРУБ...............................65
    3.1. Область применения....................................65
    3.2. Эпоксидное покрытие...................................66
    3.3. Полипропиленовые покрытия.............................69
    3.4. Полиэтиленовые покрытия...............................71

3

    3.5. Заводское полипропиленовое покрытие................75
    3.6. Комбинированное ленточно-полиэтиленовое покрытие...76
    3.7. Технология нанесения защитных покрытий в заводских условиях.77
ГЛАВА 4. ТЕРМОУСАЖИВАЮЩИЕСЯ МАТЕРИАЛЫ.......................80
    4.1. Область применения.................................80
    4.2. Термоусаживающиеся муфты...........................81
        4.2.1. Отечественные муфты..........................81
        4.2.2. Зарубежные аналоги термоусаживающихся муфт...82
    4.3. Термоусаживающиеся ленты...........................83
        4.3.1. Термоусаживающиеся ленты отечественного производства.86
        4.3.2. Термоусаживающиеся ленты иностранного производства... 89
    4.4. Термоусаживающиеся материалы для местного ремонта покрытия.... 90
        4.4.1. Ремонтные материалы отечественного производства.......90
        4.4.2. Ремонтные материалы иностранного производства.........91
    4.5. Техника безопасности при изоляции термоусаживающимися материалами..............................................92
ГЛАВА 5. ПОЛИУРЕТАНОВЫЕ ПОКРЫТИЯ............................93
    5.1. Полиуретановые покрытия............................94
    5.2. Эпоксидно-полиуретановые покрытия..................95
    5.3. Технология нанесения полиуретанового покрытия......97
    5.4. Полиуретановые покрытия отечественного и импортного
        производства.......................................101
       5.4.1.  Эпоксидно-полиуретановое покрытие «UP 1000 / FRUCS1000А»..............................102
        5.4.2. Полиуретановое покрытие «PROTEGOL»....................106
        5.4.3. Полиуретановое покрытие «COPONHYCOTE165»..............107
        5.4.4. Покрытие «PUR STOP 2000»....................107
        5.4.5. Покрытие «SIGMALINNING 7655»................108
        5.4.6. Покрытие «SCOTCHKOTE 352 HT»................108
        5.4.7. Покрытие «БИУРС»............................108
        5.4.8. Покрытия на основе полимочевины.............109
ГЛАВА 6. ФУТЕРОВОЧНЫЕ ПОКРЫТИЯ.............................111
    6.1. Футеровочный мат..................................111
    6.2. Футеровочныеполотенца.............................111
    6.3. Футеровочныебруски................................112
    6.4. Скальный лист.....................................113
    6.5. Утяжеляющее защитное бетонное покрытие............115
    6.6. Защитное композитное покрытие трубопроводов типа
        «ЗУБ-КОМПОЗИТ».....................................116
РАЗДЕЛ 2. МЕТОДЫ ИСПЫТАНИЙ ПОКРЫТИЙ..................................118
ГЛАВА 7. ЛАБОРАТОРНЫЙ КОМПЛЕКС ИСПЫТАНИЙ МАТЕРИАЛОВ ИЗОЛЯЦИОННЫХ ПОКРЫТИЙ......................................120

4

    7.1. Метод определения растяжимости (дуктильности)..........120
        7.1.1  Точность метода..................................122
    7.2. Грибостойкость.........................................123
        7.2.1. Метод 1 определения грибостойкости...............123
        7.2.2. Метод 2 определения грибостойкости...............125
        7.2.3. Метод 3 определения грибостойкости...............125
        7.2.4. Метод 4 определения грибостойкости...............126
    7.3. Метод определения температуры размягчения по кольцу и шару ..126
        7.3.1. Проведение испытания.............................129
    7.4. Метод определения температуры хрупкости по Фраасу......130
        7.4.1. Проведение испытания.............................132
    7.5. Метод определения температуры хрупкости при ударе......133
    7.6. Методы определения электропроводности покрытий.........136
    7.7. Методы определения удельного электрического сопротивления ... 137
    7.8. Методы определения электрической прочности.............139
    7.9. Методы исследования проницаемости покрытий.............141
        7.9.1. Весовой метод определения проницаемости покрытий при воздействии жидких и парообразных агрессивных сред.... 141
        7.9.2. Оптический метод определения коэффициента диффузии агрессивных сред через покрытие..........................141
        7.9.3. Электрический метод определения проницаемости покрытий.................................................142
    7.10. Метод оценки растрескивания покрытий при воздействии агрессивных сред............................................143
    7.11. Определение сопротивления вдавливанию.................146
    7.12. Прочность при разрыве, относительное удлинение при разрыве (поГОСТ 11262-80).......................................... 147
        7.12.1. Подготовка образцов.............................148
        7.12.2. Проведение испытаний............................150
        7.12.3. Обработка результатов...........................151
        7.12.4. Пример определения прочности и относительного удлинения при разрыве...................................152
    7.13. Стойкость к воздействию ультрафиолетовой радиации......155
ГЛАВА 8. ИСПЫТАНИЯ МАТЕРИАЛОВ ИЗОЛЯЦИОННЫХ ПОКРЫТИЙ НАНЕСЕННЫХ НА ОБРАЗЕЦ...........................................157
8.1. Электрохимические методы определения антикоррозионных свойств покрытий............................................157
        8.1.1. Импедансный метод................................157
        8.1.2. Пример определения антикоррозионных свойств покрытий импедансным методом............................159
        8.1.3. Метод измерения силы тока и электродных потенциалов... 164
        8.1.4. Пример определения антикоррозионных свойств покрытий методом измерения силы тока и электродных потенциалов.. 166

5

        8.1.5. Галъванометрический метод.........................168
        8.1.6. Кулонометрический метод...........................170
    8.2. Методы определения пористости покрытий..................172
        8.2.1. Химический метод определения пористости...........173
        8.2.2. Электрохимический метод определения пористости....173
        8.2.3. Электрический метод определения пористости........174
    8.3. Методы определения скорости проникновения агрессивных веществ через покрытие......................................174
        8.3.1. Химический метод..................................174
        8.3.2. Электрохимический метод...........................174
        8.3.3. Метод по определению скачка электрохимического потенциала...............................................175
8.4. Методы определения влагопоглощения и влагостойкости покрытий.....................................................176
        8.4.1. Определение влагопоглощения покрытием на подложке.176
        8.4.2. Определение влагопоглощения свободным покрытием...177
        8.4.3. Метод оценки влагопоглощения с исполъзованием оригиналъных датчиков влажности..........................177
    8.5. Методы определения водо- и влагостойкости покрытий......180
    8.6. Методы определения химической стойкости покрытий........181
        8.6.1. Метод оценки устойчивости битумных покрытий к образованию пузырей....................................181
8.7. Определение площади отслаивания защитных покрытий при катодной поляризации.....................................183
        8.7.1. Резулътаты определения стойкости битумного покрытия к катодному отслаиванию. Метод сетки.....................185
    8.8. Определение переходного сопротивления покрытия..........191
ГЛАВА 9. ИСПЫТАНИЯ, ВЫПОЛНЯЕМЫЕ ПОСЛЕ НАНЕСЕНИЯ ПОКРЫТИЯ НА ТРУБУ................................................193
    9.1. Контроль толщины защитного покрытия.....................193
    9.2. Определение адгезионной прочности сцепления покрытия со сталью...................................................196
    9.3. Контроль адгезии защитных покрытий......................197
        9.3.1. Контролъ адгезии защитных покрытий на основе битумных мастик..........................................197
        9.3.2. Контролъ адгезии защитных покрытии из полимерных лент.....................................................200
    9.4. Определение внутренних напряжений в покрытии............201
    9.5. Оценка сплошности изоляционного покрытия................202
    9.6. Контроль состояния изоляционного покрытия на законченных
         строительством участках трубопровода....................205
    9.7. Ультразвуковой контроль изоляции........................210

6

    9.8. Определение переходного сопротивления покрытия методом «мокрого контакта».......................................215
ГЛАВА 10. КОНТРОЛЬ СОСТОЯНИЯ ПОКРЫТИЙ В ПРОЦЕССЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТРУБОПРОВОДОВ..................................217
    10.1. Определение интегрального состояния изоляционных покрытий ..217 10.1.1. Метод контроля состояния изоляционного покрытия при эксплуатации........................................217
        10.1.2. Совершенствование способа оценки технического состояния изоляционного покрытия подземного трубопровода........219
        10.1.3. Определение переходного сопротивления изоляционного покрытия..............................................221
        10.1.4. Интегральная оценка состояния изоляционных покрытий бесконтактными методами измерений....................221
        10.1.5. Комплекс БИТА-1.............................226
    10.2. Дистанционное определение точечных повреждений изоляционных покрытий...................................230
        10.2.1. Определение количества сквозных повреждений
             изоляционного покрытия методом Пирсона.........230
        10.2.2. Метод интенсивных электроизмерений..........234
    10.3. Визуальный осмотр.................................238
РАЗДЕЛ 3. ФАКТОРЫ, СНИЖАЮЩИЕ РЕСУРС ПОКРЫТИЙ................239
ГЛАВА 11. ГРУНТОВЫЕ УСЛОВИЯ.................................241
    11.1. Влияние грунта на процесс гофрообразования........241
    11.2. Моделирование процесса гофрообразования вдоль продольного сварного шва............................................260
ГЛАВА 12. КАТОДНАЯ ПОЛЯРИЗАЦИЯ..............................262
ГЛАВА 13. КАЧЕСТВО СТРОИТЕЛЬСТВА............................273
ГЛАВА 14. ТЕМПЕРАТУРНЫЙ ФАКТОР..............................282
    14.1. Влияние температуры на повреждаемость изоляционного покрытия................................................282
    14.2. Виды характерных повреждений защитного покрытия труб в зависимости от положения трубы в штабеле..............288
    14.3. Воздействие теплового поля сварки.................291
    14.4. Термодеформационная модель защитного покрытия.....296
    14.5. Термодеформационная модель защитного покрытия с учетом адгезионной связи с металлом трубы......................299
    14.6. Напряженно-деформированное состояние защитного покрытия при охлаждении..........................................301
    14.7. Напряженно-деформированное состояние защитного покрытия при нагреве.............................................303
    14.8. Расчет температуры сварки для различных условий...305
    14.9. Атмосферное термоциклическое воздействие..........308

7

    14.10. Методика оценки изменения свойств защитных покрытий при длительном хранении труб............................313
    14.11. Анализ полученных результатов испытания защитного покрытия на прочность адгезии к металлу трубы....................317
    14.12. Изменение прочностных свойств полиэтиленовых покрытий под влиянием низких атмосферных температур..................321
        14.12.1. Экспериментальные исследования влияния низких температур на механические свойства полимерных покрытий..................................321
        14.12.2. Изменение механических свойств зашитых покрытий при длительном атмосферном хранении..................329
    14.13. Распределение температурных напряжений в полимерных покрытиях при низких температурах........................334
        14.13.1. Характер распределения напряжений в покрытии при хранении в условиях низких температур............334
        14.13.2. Разработка расчетной деформационной модели трехслойного полиэтиленового покрытия труб...........336
        14.13.3. Результаты расчета температурных напряжений в покрытии трубы при низких температурах.............340
    14.14. Прочностные свойства трехслойных полимерных покрытий при низкой температуре...................................342
        14.14.1. Влияние температурного фактора на изменение прочности полимерных покрытий........................342
        14.14.2. Сопоставление результатов расчета механических напряжений с допустимыми значениями..................345
        14.14.3. Характер изменения напряжений полимерных покрытий труб при вероятной температуре их хранения от +20 до -60 °С............................................346
ГЛАВА 15. РЕЗУЛЬТАТЫ ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ЗАВОДСКИХ
ПОКРЫТИЙ ТРУБ ПОСЛЕ ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ.............350
РАЗДЕЛ 4. МЕТОДЫ РЕМОНТА И ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ПОВРЕЖДЕНИЙ В ПОКРЫТИИ......................................354
ГЛАВА 16. ЛОКАЛЬНЫЙ РЕМОНТ ПОКРЫТИЙ..........................355
    16.1. Ремонт заводского наружного полиэтиленового покрытия труб.... 355
        16.1.1. Ремонт несквозных дефектов покрытия, не выводящих толщину покрытия за минимальные значения.............356
        16.1.2. Ремонт несквозных дефектов покрытия, выводящих толщину покрытия за минимальные значения, размер которых по условному диаметру не превышает 25 мм.............356
        16.1.3. Ремонт сквозных дефектов и дефектов, требующих при ремонте вскрытия покрытия, размер которых
             по условному диаметру не превышает 25 мм........358

8

        16.1.4. Ремонт сквозных и несквозных дефектов покрытия, выводящих толщину покрытия за минимальные значения, размер которых по условному диаметру превышает 25 мм.... 362
        16.1.5. Недостаточная толщина покрытия или его отсутствие на площади, превышающей 0,25 м², на участках трубы протяженностью более 300 мм...........................363
    16.2. Методы технической мелиорации грунтов для выборочного ремонта подземных металлических трубопроводов в местах локального нарушения изоляции............................364
ГЛАВА 17. КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ ПОКРЫТИЙ ПЕРЕИЗОЛЯЦИЕЙ .. 374
    17.1. Способы капитального ремонта изоляционных покрытий...374
    17.2. Контроль качества изоляционных покрытий трубопроводов после капитального ремонта...............................385
ГЛАВА 18. СПОСОБЫ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ПОВРЕЖДЕНИЙ
И ПОВЫШЕНИЯ РАБОТОСПОСОБНОСТИ ПОКРЫТИЙ........................389
    18.1. Предупреждение повреждения покрытий на стадии транспортировки труб.....................................390
    18.2. Предупреждение повреждения покрытий на стадии хранения труб.... 391
        18.2.1. Оценка внешнего технического состояния защитных покрытий труб для отбора в состав аварийных запасов... 393
    18.3. Мониторинг технического состояния защитных покрытий труб при длительном хранении..................................402
        18.3.1. Методы контроля защитных покрытий.............402
        18.3.2. Оценка результатов контроля покрытия для отбраковки из состава аварийных запасов..........................403
    18.4. Разработка превентивных мероприятий при длительном хранении труб с защитными покрытиями..............................407
        18.4.1. Рекомендации к процедуре пополнения, расходования и перекладки труб с защитными покрытиями в штабелях при длительном хранении...............................409
        18.4.2. Требования к процедуре временного складирования труб с защитными покрытиями в трассовых условиях...........411
    18.5. Методика ультразвукового неразрушающего контроля состояния защитного покрытия при длительном хранении труб..........414
        18.5.1. Общая последовательность диагностирования покрытия .414
        18.5.2. Оценка результатов диагностирования покрытия труб
                УЗ методом....................................418
        18.5.3. Оптимизация схем сканирования в области торцевых кромок покрытия труб..................................420
    18.6. Разработка рекомендаций по предотвращению повреждений покрытий, обусловленных воздействием теплового поля при сварке труб.426
    18.7. Регулирование режимов работы оборудования ЭКЗ для предупреждения катодного отслаивания изоляционного покрытия.............429

9

    18.8. Назначение участков газопроводов под переизоляцию по техническому состоянию.....................................431
    18.9. Математическая модель оптимизации капитального ремонта трубопровода с заменой изоляции в условиях ограниченного финансирования на основе результатов электрометрических измерений.....................................................445
18.10. Методика прогноза типа повреждения в изоляции трубопроводов......................................452
        18.10.1. Сущность методов обработки исходной информации...452
        18.10.2. Опытное опробование методики.....................459
        18.10.3. Данные интенсивных электроизмерений..............461
        18.10.4. Данные периодических электроизмерений............462
        18.10.5. Проектная и исполнительская документация на изоляцию и балластировку...............................462
        18.10.6. Расчетная максимальная температура перекачиваемого продукта..................................................462
        18.10.7. Расчет интегрального коэффициента................462
        18.10.8. Расчет ИСИ на склонность к образованию отслаивания... 463
        18.10.9. Расчет ИСИ на склонность к образованию сквозных дефектов..................................................464
        18.10.10. Расчет ИСИ на склонность к образованию повреждений сдвига........................................466
        18.10.11. Анализ результатов..............................467
Рекомендуемая литература..........................................468

10

        ВВЕДЕНИЕ


     Россия обладает значительной и постоянно развивающейся разветвленной сетью магистральных трубопроводов, включая газо-, нефте-, продуктопро-воды общей протяженностью более 240 тыс. км. Магистральный трубопроводный транспорт занимает лидирующие позиции по объему выполняемой товаротранспортной работе, перемещая существенное количество углеводородного сырья на большие расстояния и при этом выгодно отличаясь от других видов транспорта способностью работать независимо от сезона и климатических факторов, развитости инфраструктуры, высокой степенью автоматизации и надежностью и относительно невысокой стоимостью работы в расчете на единицу выполненной работы.
     К надежности магистральных трубопроводов предъявляют особые требования, т. к. от их безаварийной и стабильной работы зависит не только энергетическая безопасность России, но и западных стран-партнеров - потребителей нефти и газа.
     В работах ряда ученых, занимающихся вопросами эксплуатации нефтегазопроводов, отмечено, что коррозионные причины разрушения магистральных трубопроводов находятся в числе доминирующих причин, включая такое опасное и непросто прогнозируемое явление, как коррозионное разрушение под напряжением (далее КРН или стресс-коррозия).
     Такая статистика характерна не только для трубопроводов России, но также для трубопроводов, например, эксплуатирующихся в странах бывшего СССР (Казахстан, Азербайджан, Украина и др.), странах Западной Европы иСША.
     Известно, что коррозионные процессы связаны с термодинамическим равновесием и понятием энтропии, поэтому полностью предотвратить эти процессы невозможно, так же как, например, создать абсолютно энергоэффективное жилище, не отдающее тепловую энергию во внешнюю среду. Поэтому задачей ученых и специалистов в этом направлении является создание экономически обоснованного комплекса мероприятий, позволяющих эксплуатировать нефтегазопроводы в течение расчетного срока службы с заданными показателями надежности.
     Такая работа в части магистральных трубопроводов ведется в трех параллельных направлениях:
     1) повышение коррозионной стойкости применяемых сплавов (сталей);
     2) повышение эффективности работы электрохимической защиты;
     3) совершенствование покрытий труб.
     Покрытия на трубопроводах могут выполнять различные функции, основные функции две: 1 - защитная (защита от коррозии и механическая защита, например, от продавливания камнями или падения якоря при эксплуатации морских трубопроводов); 2 - снижение гидравлических потерь. Кроме этого, покрытия могут наноситься на наружную или внутреннюю поверхность труб для выполнения различных задач. В настоящем издании речь пойдет о наружных

11

защитных покрытиях трубопроводов, так этот класс материалов наиболее значителен.
      В период массового строительства нефтегазопроводов в СССР в 1970-1980 гг. применялись покрытия, обеспечивающие высокие скорости строительства. О том, что срок службы таких покрытий не превышает 15-20 лет при проектном сроке эксплуатации трубопроводов более 30 лет, инженеры знали и тогда, но так как не было других приемлемых вариантов, решали проблемы по мере их поступления, т. е. впоследствии, при наличии возможности, предполагалось выполнение ремонта покрытия. Однако такой возможности через 15-20 лет, как показала история, не представилось.
      С 2000-х годов ремонт покрытий стал выполняться на участках трубопроводов, наиболее подверженных коррозии, при этом изоляция удалялась на всем участке ремонта и без подьема трубопровода из траншеи наносилась новая (т. н. метод «переизоляции»).
      Однако вскоре стало понятно, что на металле труб обнаруживается большое количество дефектов металла, в т. ч. трещины, являющиеся, как правило, недопустимым дефектом. Это заставляло останавливать всю колонну и менять дефектную трубу. Кроме этого, ужесточались требования к сварным швам, поэтому в большинстве случаев кольцевые монтажные швы не соответствовали нормативам. Все эти обстоятельства привели к тому, что начиная с 2010-х годов ремонт трубопроводов проводят с полным демонтажом участка и переборкой труб, при этом сварные швы обычно вырезают.
      Несмотря на широкое распространение в практике эксплуатации трубопроводов тривиальных покрытий на основе битума или липких лент, постепенно в связи со строительством новых нефтяных и газовых магистралей возрастает обьем применения современных покрытий, соответствующих самым высоким стандартам. Сегодня предприятия России строят морские трубопроводы, трубопроводы, прокладываемые в скальных условиях, а также через водные преграды методом наклонно-направленного бурения, что предьявляет особые требования к покрытиям.
      Несмотря на особую важность покрытий в части обеспечения надежного функционирования нефтегазопроводов, им уделяется недостаточное внимание в учебной литературе. Практически отсутствуют специализированные издания, посвященные защитным покрытиям трубопроводов. Как правило, покрытия труб рассматривают не самостоятельно, а только лишь как часть системы защиты от коррозии.
      При подготовке настоящего учебника авторы ставили своей целью обобщить и максимально полно и доступно описать имеющиеся сведения по применению, оценке состояния, предохранению от порчи и ремонту защитных покрытий магистральных трубопроводов нефти и газа.

12

            РАЗДЕЛ 1.
            ОСНОВНЫЕ ВИДЫ ПОКРЫТИЙ



      Изоляционные покрытия (ИП) обеспечивают первичную, пассивную защиту трубопроводов от коррозии, выполняя функцию «диффузионного барьера», через который затрудняется доступ к металлу коррозионноактивных агентов (воды, кислорода воздуха и др.).
      Для того чтобы защитное покрытие эффективно выполняло свои функции, оно должно удовлетворять целому ряду требований, основными из которых явля

ются: низкая влагокислородопроницаемость, высокие механические характери
стики, высокая и стабильная во времени адгезия покрытия к стали, стойкость к катодному отслаиванию, хорошие диэлектрические характеристики, устойчивость покрытия к ультрафиолетовому и тепловому старению. Изоляционные покрытия должны выполнять свои функции в широком интервале температур строительства и эксплуатации трубопроводов, обеспечивая их защиту от коррозии на максимально возможный срок их эксплуатации.
     В настоящее время трубопроводы изолированы от коррозии преимущественно: битумной изоляцией, различными видами лент; заводской изоляцией (рис. 1.1).

Рис. 1.1. Диаграмма распределения изоляционных покрытий по типу для трубопроводов в зоне ответственности ООО «Газпром трансгаз Югорск»
(по состоянию на 2014 г.)

На протяжении многих десятилетий битумно-мастичное покрытие являлось основным типом антикоррозионного покрытия отечественных трубопроводов. К преимуществам битумно-мастичных покрытий следует отнести 13

их дешевизну, большой опыт применения, достаточно простую технологию нанесения в заводских и трассовых условиях.
     Битумные покрытия условно проницаемы для электрического тока, поэтому хорошо работают совместно со средствами электрохимической защиты. Основными недостатками битумно-мастичных покрытий являются: узкий температурный диапазон применения (от -10 до + 40 °C), недостаточно высокая ударная прочность и стойкость к продавливанию, повышенная влагонасыщае-мость (вследствие чего резко снижаются защитные свойства и переходное сопротивление) и низкая биостойкость покрытий. Срок службы битумных покрытий, как правило, не превышает 10-15 лет.
     Наибольший объем изоляции (около 66 %) приходится на покрытия, выполненные нанесением липких полимерных лент на трубопровод в трассовых условиях. Практический опыт показал, что фактический срок службы таких покрытий, в зависимости от условий эксплуатации, также не превышает 15 лет.
     Пик применения полимерных покрытий на основе липких лент пришелся на 70-80 гг. - период интенсивного строительства целой сети протяженных магистральных трубопроводов. К настоящему времени на долю полимерных ленточных покрытий на российских нефтегазопроводах приходится до 60-65 % от их общей протяженности.
     К преимуществам ленточных покрытий следует отнести: высокую технологичность их нанесения на трубы в заводских и трассовых условиях, хорошие диэлектрические характеристики, низкую влагокислородопроницаемость и достаточно широкий температурный диапазон применения.
     Основными недостатками ленточных покрытий являются: низкая устойчивость к сдвигу под воздействием усадки грунта, недостаточно высокая ударная прочность покрытий, экранирование действия средств ЭХЗ под отслоившимся покрытием, низкая биостойкость адгезионного подслоя покрытия. Опыт эксплуатации отечественных газонефтепроводов показал, что срок службы полимерных ленточных покрытий на трубопроводах диаметром 1020 мм и выше составляет от 7 до 15 лет, что в 2-5 раз меньше нормативного срока амортизации магистральных трубопроводов (не менее 33 лет). В настоящее время транспортными предприятиями проводятся масштабные работы по ремонту и переизоляции трубопроводов с наружными полимерными ленточными покрытиями после 20-30 лет их эксплуатации. С ленточными покрытиями связывают наиболее частую причину аварийных разрушений трубопроводов - коррозионное растрескивание под напряжением.
     Заводские однослойные покрытия на основе гранулированного полиэтилена стали применяться в конце 50-х - начале 60-х гг. прошлого века в Германии и США. Современное трехслойное покрытие с внешним слоем на основе экструдированного полиэтилена полностью отвечает требованиям к защитным покрытия и способно обеспечить эффективную защиту трубопроводов от коррозии на продолжительный период их эксплуатации (до 40-50 лет и более), поэтому в настоящее время строительство подземных трубопроводов большого диаметра производят из труб, изолированных преимущественно этим покрытием.

14

К недостаткам покрытия относят малый гарантийный срок хранения на открытом воздухе и высокую стоимость (около половины стоимости трубы).

      Получили и другие виды изоляционного покрытия нефтегазопроводов, классификация которых приведена на рис. 1.2.

Рис. 1.2. Классификация изоляционных покрытий

15

            ГЛАВА 1.
            БИТУМНЫЕ ПОКРЫТИЯ


     Битумные материалы применяются в строительстве для защиты от коррозии. Битумы, часто называемые черными или органическими вяжущими, применяются в значительных количествах в современном строительстве самостоятельно или в виде различных композиций, обладающих хорошей химической стойкостью и другими ценными свойствами.

        1.1 Виды битумов

     Битумы бывают природные и искусственные (нефтяные битумы); последние применяются особенно широко.
     Химический состав битумов весьма разнообразен; состав природных битумов зависит от геологических условий их образования, а нефтяных битумов - от состава исходных нефтепродуктов и способов их переработки.
     Природные битумы (асфальтиты) встречаются в виде местных скоплений или пропитывают горные породы (известняки, песчаники, глины). Это жидковязкие или твердые смеси высокомолекулярных углеводородов и их производных (сернистых, азотистых, кислородных и др.). Свойства битумов зависят от их химического состава и степени полимеризации содержащихся в них соединений. Чем выше степень полимеризации, тем больше плотность битума и выше его температура размягчения, ниже способность растворяться в летучих растворителях и выше химическая стойкость в агрессивных средах.
     Нефтяные битумы, получаемые при термической переработке нефтепродуктов, обладают примерно теми же свойствами, что и природные битумы.
     Различают восемь марок нефтебитумов. Кроме того, выпускаются щелочные высокоплавкие нефтебитумы - рубракс марок А и Б, применяемые для изготовления тугоплавких антикоррозионных мастик типа битуминоля.
     Марка битума устанавливается по трем показателям: глубине проникновения иглы (пенетрация), температуре размягчения и растяжимости.
     В таблице 1.1 приводится характеристика нефтебитумов.
     С повышением марки битума тугоплавкость и температура размягчения возрастают.
     Наиболее эластичными и мягкими являются битумы нулевой и первой марок. Битум марки БН-V наиболее твердый и хрупкий (не считая рубракса); при ударе он разбивается на мелкие куски, с раковистым изломом и блестящей поверхностью. Битумы других марок занимают промежуточное положение.


16

Таблица 1.1

Характеристика нефтебитумов

Показатели     БН-0    БН-I   БН-II  БН-II-V БН-III БН-III-V БН-IV БН-V Рубакс 
Глубина                                                                        
проникания   Не менее                                                          
(при 25 ОС),   200    121-200 81-120 81-120  41-80   41-80   21-40 5-20    -   
десятые                                                                        
доли, мм                                                                       
Температура     Не                                                             
размягчения, нормир.    25      40     45      45      50     70    90  125-150
СС, не ниже                                                                    
Растяжимость    Не                                                             
(при 25 ОС), нормир.    100     60     60      40      40      3    1      -   
см, не менее                                                                   

      На основе битумных материалов для противокоррозионной изоляции трубопроводов изготовляют:
       1) битумные химически стойкие грунтовки и лаки на летучих растворителях;
       2) битумные химически стойкие мастики;
       3) рулонные гидроизоляционные и антикоррозионные материалы, в том числе армированные.
      Наиболее распространенные мастики:
       • битумно-резиновая мастика (БРМ);
       • битумная мастика холодного нанесения (жидкая и готовая к применению);
       • битумная мастика горячего нанесения (необходим разогрев мастики перед нанесением);
       • асмольно-полимерная мастика холодного нанесения.


        1.2 Конструкция битумных покрытий

     В соответствии с требованиями ГОСТ Р 51164-98 «Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии» конструкция битумно-мастичного покрытия состоит из слоя битумной или битумно-полимер-ной грунтовки (раствор битума в бензине), двух или трех слоев битумной мастики, между которыми находится армирующий материал (стекло-холст или стек-лосетка) и наружного слоя из защитной обертки. В качестве защитной обертки ранее использовались оберточные материалы на битумно-каучуковой основе типа «бризол», «гидроизол» и др. или крафт-бумага. В настоящее время применяют преимущественно полимерные защитные покрытия толщиной не менее 0,5 мм, грунтовку битумную или битумно-полимерную, слой мастики битумной или би-тумно-полимерной, слой армирующего материала (стеклохолст или

17

стеклосетка), второй слой изоляционной мастики, второй слой армирующего материала, наружный слой защитной полимерной обертки. Общая толщина битумно-мастичного покрытия усиленного типа составляет не менее 6,0 мм, а для покрытия трассового нанесения нормального типа - не менее 4,0 мм [12].
      Сведения о конструкциях мастичных покрытий на основе битумных мастик приведены в таблице 1.2.


Таблица 1.1
Конструкции битумных изоляционных покрытий

   Тип       Конструкция и материалы    Общая толщина, мм,
                                             не менее     
           Грунтовка, мастика (2 мм),                     
Нормальный армирующая обертка (1 слой),        4,0        
           мастика (2 мм),                                
           защитная обертка                               
           Грунтовка, мастика (3 мм),                     
           армирующая обертка (1 слой),                   
Усиленный  мастика (3 мм),                     6,0        
           армирующая обертка (1 слой),                   
           защитная обертка                               

     Конструкция наружного покрытия на основе битумно-полимерного материала (БПМ) для изоляции участка трубопровода диаметром до 1420 мм (включительно) включает:
      •  слой грунтовки (праймера) толщиной не менее 0,1 мм;
      •  слой расплава БПМ толщиной не менее 3 мм;
      •  слойстеклосетки;
      •  слой полиэтиленовой радиационно-модифицированной обертки без адгезионного слоя толщиной не менее 0,5 мм.
     Общая толщина не менее 3,6 мм.
     Конструкция наружного покрытия на основе армированного рулонного материала для изоляции участка трубопровода диаметром до 1420 мм (включительно) включает:
      •  слой грунтовки (праймера) толщиной не менее 0,1 мм;
      •  два слоя армированного рулонного материала толщиной не менее 3 мм;
      •  слой полиэтиленовой радиационно-модифицированной обертки с адгезионным слоем или с адгезионным слоем, армированным стеклосеткой, толщиной не менее 1,5 мм.
     Общая толщина не менее 4,6 мм.


18