Екатерина Сергеевна Сургаева, аспирант кафедры металловедения, порошковой металлургии, наноматериалов; научный сотрудник
443001, г. Самара, ул. Молодогвардейская 133
443022, г. Самара, ул. Гаражный проезд 3Б
Ekaterina S. Surgaeva, Postgraduate Student of the Metallurgy, Powder Metallurgy, Nanomaterials Department; Researcher
133, Molodogvardeyskaya Str., Samara, 443001
3Б, Garazhny Proezd Str., Samara, 443022
Павел Евгеньевич Юдин, кандидат технических наук, доцент; директор по науке
443001, г. Самара, ул. Молодогвардейская 133
443022, г. Самара, ул. Гаражный проезд 3Б
Pavel Е. Yudin, Cand.Sci. (Eng.), Associate Professor; Director of Science
133, Molodogvardeyskaya Str., Samara, 443001
3Б, Garazhny Proezd Str., Samara, 443022
Александр Петрович Амосов, доктор физико-математических наук, профессор, заведующий кафедрой металловедения, порошковой металлургии, наноматериалов
443001, г. Самара, ул. Молодогвардейская 133
Aleksandr P. Amosov, Dr.Sci. (Phys.-Math.), Professor, Head of the Metallurgy, Powder Metallurgy, Nanomaterials Department
133, Molodogvardeyskaya Str., Samara, 443001
Введение. Отказ оборудования — труб нефтепромыслового комплекса — по причине развития коррозионных процессов приводит к многочисленным убыткам, разрушению дорогостоящих комплектующих, нарушению работы технологических процессов и, как следствие, экологическому ущербу. Применение антикоррозионных покрытий в качестве внутренней защиты нефтепромысловых труб имеет много преимуществ и позволяет значительно снизить скорость коррозии, но не обеспечивает полного решения данной проблемы. По многочисленным причинам происходят разрушения внутренних антикоррозионных полимерных покрытий (ВАКПП). Недостаточно исследованными являются причины и механизмы разрушения. Поэтому целью данной работы стало проведение анализа разрушений внутренних антикоррозионных полимерных покрытий на практических примерах, что позволило сформировать и выделить основные причины повреждения и деградации покрытий при эксплуатации.Материалы и методы. Для изучения повреждений внутренних полимерных антикоррозионных покрытий в процессе эксплуатации и установления основных причин разрушения проводился комплекс лабораторных исследований. Первоначальным этапом исследования являлось подробное изучение материалов обстоятельства аварии: условия эксплуатации трубы с покрытием (состав эксплуатируемой среды, температура, давление, наличие механических примесей), наработка, тип применяемого полимерного материала. Второй этап — лабораторные исследования покрытия: определение толщины слоя, диэлектрической сплошности, адгезионной прочности (методом нормального отрыва), исследование термокинетических свойств посредством дифференциально-сканирующей каллометрии (ДСК), изучение структуры покрытия при помощи сканирующей электронной микроскопии.Результаты исследования. Изучены практические примеры разрушения внутренних антикоррозионных покрытий нефтепромысловых труб. Для каждого исследуемого случая выявлены характерные признаки деградации антикоррозионного покрытия. Показаны изменения микроструктуры покрытий, а также образование продуктов коррозии в зависимости от характера разрушения. Делается акцент на исследовании степени полимеризации покрытия как с помощью традиционного метода определения параметра ΔTg с помощью ДСК, так и на основе косвенных признаков, обнаруженных в ходе микроструктурных исследований.Обсуждение и заключение. Рассмотренные в статье практические случаи повреждения внутреннего антикоррозийного покрытия труб нефтегазового комплекса позволили разделить причины разрушения на три группы: эксплуатационные, технологические и дефекты в ходе транспортировки, хранения и строительно-монтажных работ. Сформулированы рекомендации производителям, позволяющие получать покрытия с максимальными характеристиками, присущими используемому лакокрасочному материалу. Отмечено, что соблюдение представленных рекомендаций позволяет получать в условиях Западной Сибири внутренние антикоррозионные полимерные покрытия с гарантированным ресурсом не менее 15 лет (что подтверждается опытом успешной эксплуатации таких трубопроводов в ПАО «Сургутнефтегаз» и ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь»).
Introduction. Failure of equipment, specifically pipes in the oilfield complex, due to the development of corrosion processes leads to numerous losses, destruction of expensive components, disruption of technological processes and, as a result, environmental damage. The use of anticorrosive coatings as an internal protection of oilfield pipes offers many advantages and can significantly reduce the rate of corrosion, but does not provide a complete solution to this problem. Destruction of internal anticorrosive polymer coatings (IACPC) occurs for numerous reasons. The causes and mechanisms of destruction are insufficiently investigated. Therefore, the aim of this work was to analyze the destruction of internal anticorrosive polymer coatings using practical examples, which made it possible to form and identify the main causes of damage and degradation of coatings during operation.Materials and Methods. A complex of laboratory studies was carried out to study the damage to internal polymer anticorrosive coatings during operation and to establish the main causes of destruction. The initial phase of the investigation involved a detailed examination of the materials related to the accident circumstances, including the operating conditions of the coated pipeline (composition of the operating medium, temperature, pressure, and presence of mechanical impurities), operation time, and type of polymeric material used. The second phase involved laboratory testing of the coating, which included the determination of layer thickness, dielectric continuity, adhesive strength (by the normal separation method), investigation of thermokinetic properties by means of differential scanning callometry (DSC), study of the coating structure using scanning electron microscopy.Results. Practical examples of the destruction of internal anticorrosive coatings of oilfield pipes were analyzed. For each case, characteristic signs of degradation of the anti-corrosive coating were identified. Changes in the microstructure of the coatings, as well as the formation of corrosion products, were observed depending on the type of destruction. The focus was on studying the degree of polymerization of the coating, both using the traditional method of determining the ΔTg parameter using DSC, and based on indirect signs detected during microscopic studies.Discussion and Conclusion. The practical cases of damage to the internal anticorrosion coating of pipes of the oil and gas complex considered in the article allowed us to divide the causes of destruction into three groups: operational, technological and defects during transportation, storage and construction and installation works. Based on these findings, we have formulated recommendations for manufacturers to ensure maximum performance from their coatings. It is noted that the compliance with the presented recommendations makes it possible to obtain internal anticorrosive polymer coatings with a minimum guaranteed lifespan of 15 years, as demonstrated by the successful operations of pipelines in Western Siberia, such as those operated by Surgutneftegaz PJSC and LUKOIL – Western Siberia LLC.
The authors declare that there are no conflicts of interest present.