Нефте-мазутостойкие покрытия

Противокоррозионные защитные свойства покрытия достигаются за счет адгезионно-ингибирующего эффекта, что увеличивает срок службы резервуаров, позволяет сократить издержки на их эксплуатацию в межремонтный период.

Защита от коррозии емкостного оборудования в нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности, в частности резервуаров, весьма специфична. Коррозия, как любой физико-химический процесс, подвержена влиянию многих внешних и внутренних факторов. К ним относятся: природа металла, его структура, состояние поверхности, температура, давление, механические нагрузки, агрессивные среды и т.п.

Каждый хранимый продукт и технологическое оборудование, используемое для его хранения, также имеет свои особенности при защите от коррозии.

а) Противокоррозионная защита резервуаров, нефтепромыслового оборудования, средств хранения и транспортировки нефти

Технологическое оборудование, а также защитные покрытия для нефтепромыслового оборудования под: сырую нефть с подтоварной водой, товарную нефть, темные нефтепродукты (мазут) подвергаются большому разрушающему воздействию из-за агрессивности среды, температуры, механическому воздействию и пр.

Особенно коррозионно опасные участки в резервуарах – это кровля, верхние пояса, днище, «первый» пояс и уторный уголок.

Кровля и верхние пояса постоянно контактируют с паро-, газо-, воздушной смесью; сернистыми соединениями, водой, содержащиеся в воздухе. В паро-, газовоздушном пространстве периодически происходят   изменения. Сероводород, в присутствии кислорода  воздуха, образует серную кислоту и сульфиды железа, вызывающие коррозию металла, самовозгорание нефтепродуктов. Сильную коррозию крыши и верхних поясов вызывают продукты газопаровой фазы, состоящей из паров углеводородов, сероводорода и влаги, выделяющихся из нефти. Так как стенки резервуара и крыша постоянно охлаждаются, то на них происходить конденсация влаги и углеводородов, в результате чего образуется тонкая пленка. Чем тоньше эта пленка, тем быстрей она насыщается кислородом, тем быстрее протекает коррозионный процесс. Это объясняет тот факт, что крыша резервуаров выходит из строя намного чаще верхних поясов.

Днище и нижний пояс с уторным уголком, как правило, не однородны по составу металла, и, в присутствии электролита, отдельные части листов металла, обладая различными потенциалами, образуют гальванопары, являющиеся источником электрохимической коррозии днища. Пластовая вода, осаждаясь на дне резервуара, содержит различные соли, является хорошим электролитом. В пластовых водах содержатся соли магния, которые при гидролизе образуют соляную кислоту, существенно ускоряющую процесс коррозии днища. Разрушению днища также способствует подогрев пластовой воды, содержащейся в резервуаре, что ускоряет коррозионные химические процессы. Механические примеси, присутствующие в воде и нефти, ускоряют процесс коррозии. Попадая в резервуар вместе с потоком, они с силой ударяются о днище и очищают поверхность металла от продуктов коррозии и прочих наслоений, обеспечивая тем самым доступ агрессивной среды к металлу. Кроме коррозионного разрушения происходит и дополнительное механическое разрушение. Продолжительность эксплуатации резервуаров при этих условиях – не более 3-5 лет.

В средней и нижней части корпуса резервуара, где элементы конструкции постоянно и длительно находятся в жидкой среде и доступ кислорода из атмосферы затруднен, коррозионные разрушения незначительны.

Коррозионно-активными составляющими нефти являются сера, сероводород, сероуглерод, тиофены, меркаптаны и др. Повышение температуры ускоряет коррозию металлов в нефти, содержащей серу, фенолы, крекинг-бензин. Коррозионный процесс заметно активизируется при наличии даже небольшого количества воды, которая вызывает электрохимическую коррозию.

Коррозия – это процесс, вызывающий разрушение металла или изменение его свойств в результате химического или электрохимического воздействия окружающей среды.

В нефтепромыслом оборудовании в основном наблюдается электрохимическая коррозия – окисление металлов в электропроводимых средах, сопровождающееся образованием электрического тока.

Термин «электрохимическая коррозия» объединяет коррозионные процессы следующих видов:

•  коррозия в электролитах – коррозия металлов в жидких средах, проводящих электрических ток (вода, растворы кислот, щелочей, солей);
•  почвенная коррозия – коррозия подземных металлических сооружений под воздействием почвенного электролита;
•  электрокоррозия – коррозия металлов в атмосфере воздуха или другого газа, содержащего пары воды;
•  биокоррозия – коррозия, вызванная жизнедеятельностью микроорганизмов, вырабатывающих вещества, ускоряющие коррозионные процессы;
•  контактная коррозия – коррозия металлов в присутствии воды, вызванная непосредственным контактом двух металлов.

На характер и скорость коррозии подземного и наземного нефтепромыслового оборудования оказывают влияние факторы, связанные как с природой добываемой продукции, так и условиями эксплуатации месторождений. К наиболее важным факторам следует отнести:

• состав и свойства нефти, извлекаемой вместе с ней пластовой воды, содержание сероводорода, кислорода, водорода и диоксида углерода;
• состав и свойства нефтяного газа и содержание в нем воды и коррозионно-активных примесей (сероводорода, диоксида углерода и др.);
• соотношение фаз нефти и воды и характер распределения фаз между собой;
• состав и физико-химические свойства защитных пленок органического и неорганического происхождения на поверхности металла (смолы, парафины, сульфиды железа, карбонаты кальция, магния, железа);
• наличие и природа абразивных частиц.

Коррозионная агрессивность водонефтяной эмульсии меняется в широких пределах в зависимости от состава водной фазы, ее соотношения с углеводородной фазой, состава и количества газообразных веществ. В пластовых условиях в нефти и пластовой воде растворено значительное количество газообразных предельных углеводородов, а также коррозионно-агрессивных газов – диоксида углерода, сероводорода, кислорода, что, наряду, с содержанием в попутных водах солей, и прежде всего ионов хлора, значительно повышает коррозионную агрессивность добываемой продукции.

б) Защита резервуаров от статического электричества

Одной из основных причин возникновения взрывов и пожаров в резервуарах является аккумуляция зарядов статического электричества. Вносимые вместе с продуктом в резервуар электростатические заряды создают электрическое поле и, соответственно, условия для возникновения искрового пробоя газового пространства над поверхностью продукта хранения.

Для предупреждения возникновения искровых разрядов с поверхности оборудования, нефти и нефтепродуктов необходимо предусматривать, с учетом особенностей производства, следующие меры, обеспечивающие стекание возникающего заряда статического электричества:

• снижение интенсивности генерации заряда статического электричества;
• устройство заземления оборудования резервуаров и коммуникация;
• уменьшение удельного объемного и поверхностного электрического сопротивления.

Заземляющие устройства для защиты от статического электричества следует, как правило, объединять с заземляющими устройствами для электроборудования. Такие заземляющие устройства должны быть выполнены в соответствии с требованиями ПУЭ-85, ГОСТ 21130-74 СН 102-76, Инструкцией по устройству сетей заземления. Сопротивление заземляющего устройства, предназначенного исключительно для защиты от статического электричества, допускается не выше 100 Ом.

Все металлические и электропроводящие неметаллические части оборудования резервуаров должны быть заземлены независимо от того, применяются ли другие меры защиты от статического электричества.

Лакокрасочное покрытие, нанесенное на заземленное металлическое оборудование, внутренние и наружные стены резервуаров, считаются электростатическим заземлением, если сопротивление наружной поверхности покрытия относительно заземленного оборудования не превышает 10 Ом.

Для защиты нефтяных резервуаров от коррозии используется комплекс мер, включающий использование комбинаций: электрохимическую защиту, добавление в подтоварную воду щелочей, нейтрализующих кислоты, использование протекторной защиты, ингибиторов коррозии и нанесение лакокрасочных защитных покрытий, учитывающие все факторы воздействия агрессивной среды на покрытие. Ни один из перечисленных методов защиты, используемых по отдельности, не дает гарантий невыхода резервуара из эксплуатации по причине коррозии.

Поэтому требуется противокоррозионная защита с учетом всех факторов, влияющих на продолжительность эксплуатации резервуара.

Предлагаем один из методов защиты от коррозии резервуаров (днищ, нижнего пояса, уторного уголка, верхнего пояса, кровли) и емкостей — защитную систему лакокрасочных покрытий «ПАКойл-6/3А», контактирующую с сырой нефтью. Долговечность и надежность лакокрасочного покрытия определяется химической стойкостью, гидроизоляционным качеством, устойчивостью к механическим нагрузкам. 

На некоторых предприятиях, чтобы не расширять резервуарный парк, возникла необходимость хранения нескольких видов нефтепродуктов, используя одни и те же резервуары.

Для расширения возможностей использования резервуаров были разработаны защитные лакокрасочные системы «ПАКойл-6/0» двойного использования – переменное хранение нефти и светлых нефтепродуктов.

Предлагаемое защитное покрытие «ПАКойл-6/0» соответствует требованиям РД-23.020.00-КТН-163-06 «Антикоррозионная защита внутренней поверхности  резервуаров для  налива и хранения нефти и светлых нефтепродуктов», которое является дополнением к РД-05.00-45.21.30-КТН-005-1-05 «Правила антикоррозионной защиты резервуаров», разработанным ОАО «ВНИИСТ» для ОАО «АК Транснефть» и входит в стандарт СО 02-04-АКТНП-007- 2006 часть 2 ОАО «АК Транснефтепродукт».

Для налива и хранения светлых нефтепродуктов (бензина, авиа-, дизельного топлив) не допускается использование резервуаров, предназначенных для хранения нефти, имеющих внутренние защитные покрытия, предназначенные только для контакта с нефтью (РД-23.020.00-КТН-163-06). Хранение светлых нефтепродуктов накладывает определенные требования в части безопасной эксплуатации резервуаров и сохранения качества светлых нефтепродуктов    в процессе хранения (ГОСТ 12.1.018; ГОСТ 12.4.124; ГОСТ 2084-77; ГОСТ 10227). Поэтому покрытие для переменного хранения нефти и светлых нефтепродуктов должно быть универсальным и, согласно требованиям нормативных документов, должно обладать следующими характеристиками: нефте-топливостойкостью; антистатическими свойствами (удельное объемное сопротивление (ρv) должно быть не более 1х10⁹ Ом•м); стойкостью к истиранию; устойчивостью к воздействию моющих средств, пропариванию, т.к. при смене нефтепродукта, особенно перед наливом светлых нефтепродуктов, резервуар подвергается очистке растворами моющих средств при повышенных температурах. Для предотвращения даже незначительных коррозионных проявлений, с целью сохранения качества топлива, окраске подлежит вся внутренняя поверхность резервуара.

Агрессивное воздействие мазута на внутренние поверхности резервуаров близко к воздействию сырой нефти. Поэтому разработаны защитные системы покрытий, защищающие поверхности резервуаров с учетом агрессивности нефти, но разные по функциональному применению.

Предлагаем нефте-, мазутостойкие, термо-химстойкие, противокоррозионные лакокрасочные защитные системы «ПАКойл-6», применяемые для защиты от коррозии металлических внутренних поверхностей, находящихся в контакте с нефтью, содержащей пластовую воду с повышенной минерализацией; очищенной нефтью с применением антистатических покрытий; мазутом нагреваемым до +105⁰С.  

Покрытия стойкие к моющим составам и пропариванию. Защитные системы «ПАКойл-6/3» и «ПАКойл-6/2М“ разработаны с учетом требований ГОСТ 1510, СНиП 2.03.11, РД-23.020.00-КТН-163-06 «Антикоррозионная защита внутренней поверхности резервуаров для налива и хранения нефти и светлых нефтепродуктов» дополнение к РД 05.00-45.21.30-КТН-005-1-05 «Правила антикоррозийной защиты резервуаров», разработанных ОАО «ВНИИСТ». Характеризуются стойкостью к воздействию нефти и темным нефтепродуктам в условиях умеренного и холодного климата, достаточно эластичное при механических нагрузках, вызываемых «хлопунами» в резервуарах.

Покрытия обладают высокими противокоррозионными свойствами за счет адгезионно-ингибирующего действия компонентов, входящих в состав системы. При этом обеспечивается стабильность адгезии при воздействии агрессивных сред, и, соответственно, устойчивость пассивного состояния защищаемой поверхности. Покрытия на основе материалов, изготовленных по данной разработке, обладают уникальными защитными свойствами и высоким ресурсом эксплуатации, увеличивая срок службы резервуаров.

Для сохранения текучести мазута необходимо создание (удержание) определенной температуры продукта. Для этих целей применяют теплоизоляцию наружных поверхностей мазутных резервуаров.

Для защиты наружной поверхности резервуара предлагается защитно-декоративная система покрытий «Техкор-121/03-02», состоящая из грунтовки, наносимой на металлическую поверхность резервуара, нагреваемого до 105С⁰ под теплоизоляционные материалы.

Для защиты теплоизоляционного материала типа ППУ, нанесенного на огрунтованную поверхность резервуара, от разрушающего воздействия атмосферы и ультрафиолетового излучения, а также придания резервуарам эстетического вида (цвет по желанию Заказчика) наносится защитно-декоративная эмаль.

В теплоизоляции предпочтение дается покрытиям из ППУ не только из-за большей теплоизолирующей способности, но и из-за структуры самого материала, технологичности, сопротивлению агрессивным средам. В настоящее время применяются и более новые разработки теплоизоляционных материалов.

Помимо вышеописанных специальных свойств, предъявляемых к защитным нефтестойким системам покрытий, выбор защитной лакокрасочной системы регламентируется условиями, при которых будет производиться окрашивание данной системой, а именно:

• конструкционные особенности защищаемого объекта;
• имеющиеся возможности по подготовке поверхности и, как следствие, состояние поверхности перед окрашиванием;
• метод нанесения, вид используемого окрасочного оборудования;
• температурные и влажностные режимы при окрашивании,

а также требуемыми сроками службы покрытия.

Надежное покрытие можно получить только при безукоризненной подготовке поверхности. Выбор технологического процесса подготовки поверхности под окраску обусловливается габаритами резервуара, видом загрязнения, количеством продуктов коррозии на поверхности металла и другими факторами. Затраты на подготовку поверхности во мних случаях составляют 40-70% общей стоимости окрашивания. Для очистки металлической поверхности от окалины, ржавчины, масляных и других загрязнений применяется более эффективная механическая очистка. К механической обработке поверхности относятся песко-, дробе- и гидроструйный способы очистки, а также очистка ручным, механизированным способом или электроинструментами.

Специальные защитные системы «ПАКойл» имеют подтверждение совокупности специальных свойств, перечисленных ранее, протоколами испытаний аккредитованных лабораторий. При этом образцы для проведения испытаний были изготовлены с параметрами, максимально приближенными к реальным (имеется ввиду подготовка поверхности, условия нанесения, толщина покрытия, число слоев, за которые эта толщина достигается), так как все эти факторы влияют на свойства покрытия.

Нанесение нефтестойких, противокоррозионных спецпокрытий «ПАКойл-6» позволяет значительно продлить срок безремонтной эксплуатации, что в свою очередь, существенно сокращает финансовые расходы по выводу резервуара из эксплуатации для ремонта и стоимости самого ремонта.

За разработку антистатических материалов ИНТЕХЦЕНТР награжден Золотой медалью «Гарантия качества и безопасности».

Защитные системы лакокрасочных покрытий «ПАКойл» изготавливаются только под поставленные задачи Заказчика. Для заказа защитных систем необходимо направить в адрес ИНТЕХЦЕНТР техническое задание или заполнить опросный лист.