О недопустимости использования сто ВНИИСТ 7. 2-312-0. 005-2014 "покрытия лакокрасочные для антикоррозионной защиты внутренней поверхности труб и соединительных деталей нефтепромысловых трубопроводов. Технические требования" при периодических испытаниях указанных покрытий

УДК 006+620.193

В.Н. Протасов, д.т.н., профессор, руководитель НТЦ «Качество-Покрытие-Нефтегаз»

О недопустимости использования СТО ВНИИСТ 7.2-312-0.005-2014 «Покрытия лакокрасочные для антикоррозионной защиты внутренней поверхности труб и соединительных деталей нефтепромысловых трубопроводов. Технические требования» при периодических испытаниях указанных покрытий

Перед анализом рассматриваемого СТО ВНИИСТ и обоснованием недопустимости его применения автор статьи обращает внимание разработчиков подобных требований на следующее:

1. Недопустимо разрабатывать нормативные документы, определяющие технические требования к наружному или внутреннему полимерному покрытию стальной трубы, исключив из этого документа требования к самой трубе. Стальная труба с полимерным покрытием представляет собой единую многослойную цилиндрическую оболочку, состоящую из стальной сердцевины, обеспечивающей требуемую прочность и жесткость трубы, и полимерного слоя на ее поверхности, определяющего требуемое качество этой поверхности, т.е. физико-химические и механические свойства поверхностного слоя и микрогеометрию поверхности.

Потребитель получает от производителя трубу с внутренним покрытием, а не отдельно покрытие для трубы. Поэтому необходимо разрабатывать технические требования к стальной трубе с полимерным покрытием. Эти требования должны содержать необходимые потребительские свойства стальной трубы и ее полимерного покрытия, показатели этих свойств и нормы на показатели, обеспечивающие способность трубы с полимерным покрытием выполнять свое назначение, т.е. требуемые функции в заданных условиях применения в течение нормированного срока службы с заданной надежностью, безопасностью и технологичностью. Надежность, безопасность и технологичность трубы с полимерным покрытием должны выражаться в технических требованиях не общими фразами, а конкретными показателями и нормами на них, обуславливаемыми аналогичными показателями и нормами для нефтепромыслового трубопровода из элементов с полимерными покрытиями.

2. Выполнение внутренним покрытием стальных элементов нефтепромысловых трубопроводов только функции защиты стали от электрохимической коррозии является недостаточным для покрытий этих элементов. Не менее важными функциями покрытия указанного назначения являются: предотвращение образования значительных твердых отложений асфальтосмолопарафинов и минеральных солей на внутренней поверхности трубопровода, значительно сужающих его рабочее сечение и, как результат этого, существенно повышающих энергозатраты на транспортирование продукции скважин; защита трубопровода от гидроабразивного износа, вызываемого потоком жидкости, содержащей значительное количество твердых механических примесей, и ряд других функций.

Все вышесказанное характерно для СТО ВНИИСТ 7.2-312-0.005-2014 «Покрытия лакокрасочные для антикоррозионной защиты внутренней поверхности труб и соединительных деталей нефтепромысловых трубопроводов. Технические требования», что обуславливает недопустимость его применения при периодических испытаниях указанных покрытий.

Ключевые слова: лакокрасочное покрытие, внутреннее покрытие труб, технические требования ВНИИСТ, несоответствие требований,недопустимость применения.

V.N. Protasov, Head of Kachestvo-Pokrytie-Neftegaz Research and Development Center (Moscow, Russia), Doctor of Science (Engineering), Professor

On inadmissibility of use of STO VNIIST 7.2-312-0.005-2014 «Paint coatings for corrosion protection of pipe internal surface and fittings of oilfield pipelines. The technical requirements» for periodic testing of the specified coating

ANTICORROSIVE PROTECTION

Before analyzing the considered STO VNIIST and substantiating inadmissibility of its use the author of the article draws attention of the developers of similar requirements to the following:

1. It is unacceptable to develop the regulatory documents determining the technical requirements for external and internal polymeric coating of steel pipes with exclusion of the requirements for the pipes themselves from this document. A steel pipe with a polymeric coating is a single multilayer cylindrical shell that consists of a steel core providing required pipe durability and rigidity and a polymeric layer on its surface that determines a required quality of this surface, i.e. physicochemical and mechanical properties of the surface layer and surface topography.

A consumer receives a pipe with an internal coating, but not a separate coating for a pipe from a manufacturer. Therefore it is necessary to develop the technical requirements for steel pipe with a polymeric coating. These requirements should include the required consumer attributes of a steel pipe and its polymeric coating, the indices of these properties and the indices rates providing a capacity of a pipe with a polymeric coating to serve its purpose, i.e. the required functions under the specified application conditions within the rated service life with an appropriate reliability, safety and processability. Reliability, safety and processability of a pipe with a polymeric coating should be expressed in the technical requirements not by general phrases, but by specific indices and regulations for them conditioned by similar indices and regulations for an oilfield pipeline consisting of elements with a polymeric coating.

2. The inner coating of steel elements of oilfield pipelines as a function of steel protection against electrochemical corrosion only is not sufficient for coating of these elements. The following functions of the coating of the specified purpose are no less important: prevention of formation of considerable hard deposits of asphalt resin and paraffin and mineral salts on the pipeline internal surface that decrease its net section considerably and, as a result, increase the energy demands for the weld products transportation significantly; protection of a pipeline against hydroabrasive wear caused by the fluid flow containing a considerable quantity of solid particles, and a number of other functions.

All of the aforesaid is typical for STO VNIIST 7.2-312-0.005-2014 "Paint coatings for corrosion protection of pipe internal surface and fittings of oilfield pipelines. The technical requirements" to stipulate inadmissibility of its use for periodic testing of the specified coating.

Keywords: paint coating, pipe internal coating, VNIIST technical requirements, non-compliance, and inadmissibility of use.

Цель данной статьи - обратить внимание нефтяных компаний РФ на недопустимость использования технических требований ВНИИСТ к покрытиям внутренней поверхности элементов нефтепромысловых трубопроводов при их периодических испытаниях. Перед анализом рассматриваемого СТО ВНИИСТ и обоснованием недопустимости его применения автор статьи считает необходимым обратить внимание разработчиков подобных требований на следующее:

1. Недопустимо разрабатывать нормативные документы, определяющие технические требования к наружному или внутреннему полимерному покрытию стальной трубы, исключив из этого документа требования к самой трубе. Стальная труба с полимерным покрытием представляет собой единую многослойную цилиндрическую оболочку,

состоящую из стальной сердцевины, обеспечивающей требуемую прочность и жесткость трубы, и полимерного слоя на ее поверхности, определяющего требуемое качество этой поверхности, т.е. физико-химические и механические свойства поверхностного слоя и микрогеометрию поверхности. Потребитель получает от производителя трубу с внутренним покрытием, а не отдельно покрытие для трубы. Поэтому необходимо разрабатывать технические требования к стальной трубе с полимерным покрытием. Эти требования должны содержать необходимые потребительские свойства стальной трубы и ее полимерного покрытия, показатели этих свойств и нормы на показатели, обеспечивающие способность трубы с полимерным покрытием выполнять свое назначение, т.е. требуемые функции в заданных условиях

применения в течение нормативного срока службы с заданной надежностью, безопасностью и технологичностью. Надежность, безопасность и технологичность трубы с полимерным покрытием должны выражаться в технических требованиях не общими фразами, а конкретными показателями и нормами на них, обуславливаемыми аналогичными показателями и нормами для нефтепромыслового трубопровода из элементов с полимерными покрытиями. Все, что сказано выше о технических требованиях к стальной трубе с полимерным покрытием, в равной степени относится к соединительной детали с полимерным покрытием. 2. Выполнение внутренним покрытием стальных элементов нефтепромысловых трубопроводов только функции защиты стали от электрохимической коррозии является недостаточным для покры-

Ссылка для цитирования (for references):

Протасов В.Н. О недопустимости использования СТО ВНИИСТ 7.2-312-0.005-2014 «Покрытия лакокрасочные для антикоррозионной защиты внутренней поверхности труб и соединительных деталей нефтепромысловых трубопроводов. Технические требования» при периодических испытаниях указанных покрытий // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2015. № 9. С. 78-85.

Protasov V.N. On inadmissibility of use of STO VNIIST 7.2-312-0.005-2014 «Paint coatings for corrosion protection of pipe internal surface and fittings of oilfield pipelines. The technical requirements» for periodic testing of the specified coating (In Russ.). Territorija «NEFTEGAZ.» = Oil and Gas Territory, 2015, No. 9. P. 78-85.

ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ

тий этих элементов. Не менее важными функциями покрытия указанного назначения являются: предотвращение образования значительных твердых отложений асфальтосмолопарафинов и минеральных солей на внутренней поверхности трубопровода, значительно сужающих его рабочее сечение и, как результат этого, существенно повышающих энергозатраты на транспортирование продукции скважин; защита трубопровода от гидроабразивного износа, вызываемого потоком жидкости, содержащей значительное количество твердых механических примесей, и ряд других функций.

Ниже приводится критический анализ технических требований к внутреннему покрытию труб и соединительных деталей нефтепромысловых трубопроводов, содержащихся в СТО ЗАО «ВНИИСТ». В таблице 1 приведены эти требования. В таблице 2 приведены виды и продолжительность испытаний покрытий, на которые даются ссылки в таблице 1. Для удобства читателей анализ показателей свойств покрытия, норм на эти показатели и методик контроля проведен в последовательности их изложения в таблице 1.

ПУНКТ 1

Согласно СТО ВНИИСТ, внешний вид покрытия следует контролировать в исходном состоянии и после рекомендуемых видов испытаний покрытия, приведенных в таблице 2. Рекомендуемая норма на внешний вид покрытия в исходном состоянии - «Равномерное покрытие,без пропусков и видимых дефектов». Подобная трактовка нормы бессмысленна. Что значит «равномерное покрытие»? Какой показатель равномерности и его численное значение? Как оценивать отсутствие дефектов, если не сказано, что считать дефектом покрытия? Рекомендуемая норма на внешний вид после различных видов испытаний -«Отсутствие разрушений. Допускается изменение цвета и потеря блеска». Не ясно, что понимать под разрушением. Какой показатель разрушения и какое значение этого показателя или какая его качественная характеристика? Нельзя согласиться с допустимостью

изменения цвета без указания степени этого изменения. Изменение цвета - показатель не только нарушения декоративных свойств внутреннего покрытия. Значительное изменение цвета часто свидетельствует о деструкции материала покрытия, вымывании из него пигментов, во многих случаях определяющих не только цвет покрытия, но и барьерный и электрохимический механизм его защитного действия. В колонке «Методика контроля» СТО ВНИИСТ отсутствует стандарт на методику контроля внешнего вида внутреннего покрытия трубы, что, по неоднократным замечаниям разработчиков СТО ВНИИСТ относительно требований других разработчиков, в частности требований, разработанных автором данной статьи, недопустимо.

ПУНКТ 2

Согласно СТО ВНИИСТ, толщина покрытия контролируется в исходном состоянии. При этом указывается, что норма на толщину назначается производителем лакокрасочного материала. Нельзя согласиться с подобным назначением нормы. Норма на толщину должна обеспечивать выполнение всех технических требований к покрытию и учитывать уменьшение толщины внутреннего покрытия труб в течение нормативного срока службы вследствие воздействия транспортируемого потока, содержащего механические примеси. В графе «Методика испытаний» дается ссылка на ГОСТ 31993. Настоящий стандарт устанавливает методы определения толщины лакокрасочных покрытий (механические и магнитные) и не определяет методику испытаний. В методике испытаний наряду с методом контроля должно быть указано, в каких точках по длине и по периметру внутренней поверхности трубы следует проводить контроль толщины, как обрабатывать результаты измерения и др. Из этого следует, что методика контроля толщины отсутствует в рассматриваемых технических требованиях. Авторы СТО ВНИИСТ, вероятно, не понимают разницу между стандартизированными методами контроля конкретных показателей покрытия и методиками контроля этих показателей

на конкретном изделии с использованием стандартизированных методов контроля.

ПУНКТ 3

Диэлектрическая сплошность является не показателем, а свойством покрытия. В колонке «Показатель» должно быть написано «Отсутствие пробоя при заданной величине напряжения». В СТО ВНИИСТ диэлектрическая сплошность контролируется только в исходном состоянии, хотя она может нарушиться при механических воздействиях на изолированную трубу, в частности при поперечном изгибе в процессе укладки трубопровода в траншею, при провисании трубопровода в процессе эксплуатации на болотистой местности, при отрицательных температурах, вызывающих рост модуля упругости материала покрытия и, как следствие этого, повышение хрупкости материала покрытия, при воздействии сорбционно-активных сред и др. Контроль диэлектрической сплошности при указанных видах воздействий, за исключением поперечного изгиба, отнесенного, согласно таблице 1, к показателю эластичности покрытия, отсутствует в СТО ВНИИСТ. Это свидетельствует о том, что разработчики СТО ВНИИСТ не учитывают специфику строительства и эксплуатации нефтепромысловых трубопроводов. Необоснованна норма на напряжение, при которой контролируется диэлектрическая сплошность покрытия 5 кВ/мм толщины покрытия. Данная норма механически переписывается из одного стандарта в другой без физических обоснований ее в каждом конкретном случае. В колонке «Методика контроля» СТО ВНИИСТ отсутствует стандарт на методику контроля диэлектрической сплошности внутреннего покрытия трубы, что недопустимо.

ПУНКТЫ 4-6

Адгезия является не показателем,а свойством покрытия. Показателем адгезии внутреннего покрытия является характер его разрушения, оцениваемый, согласно действующим стандартам, в баллах, или удельное усилие отрыва грибка, приклеенного к покрытию.

80

№ 9 сентябрь 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

ANTICORROSIVE PROTECTION

В пунктах 4-6 технических требований СТО ВНИИСТ приведены, по мнению разработчиков этих требований,три показателя адгезии: адгезия методом Х-образного надреза, балл; адгезия методом решетчатых надрезов; адгезионная прочность методом отрыва. Это не разные показатели адгезии, а разные методы контроля адгезии, которые должны быть указаны в методике контроля адгезии.

Необоснованна норма на усилие отрыва грибка в исходном состоянии «4 МПа» и после различных видов испытаний - «Снижение не более 50% от исходного значения». Норма на усилие отрыва грибка от покрытия после различных воздействий на покрытие (модельная среда и повышенная температура) должна обеспечивать сохранение адгезии покрытия к стали трубы в течение нормативного срока службы. В СТО ВНИИСТ норма на усилие отрыва после различных воздействий на заданной базе времени испытаний не связана с нормативным сроком службы покрытия и ее использование при периодических испытаниях недопустимо. В технических требованиях СТО ВНИИСТ отсутствует нормативный срок службы внутреннего покрытия нефтепромысловых трубопроводов, который, по требованиям нефтяных компаний, должен быть не менее 10-15 лет. Этот срок службы должен определять норму на показатель адгезии покрытия при кратковременных лабораторных испытаниях.

В колонке «Методика контроля» СТО ВНИИСТ отсутствует стандарт на методику контроля адгезии внутреннего покрытия трубы, что недопустимо.

ПУНКТ 7

Приведенный в СТО ВНИИСТ показатель покрытия - прочность при обратном ударе на трубе с толщиной стенки 4 мм (диаметр бойка 20 мм, груз массой 2 кг), Н.м -следует исключить. Во всех стандартах на строительство трубопроводов указывается, что удары труб, даже без покрытия, не допускаются. Для этого разработаны нормативные документы, определяющие правила их складирования, транспортирования и монтажа при строительстве трубопроводов. Ни

один строитель или потребитель нефтепромыслового трубопровода не даст норму на рассматриваемый показатель. Кроме того, прочность не измеряется в Н.м. В данных единицах измеряется энергия удара.

Если все же обратный удар на элемент трубопровода нельзя исключить, то обоснованная норма на энергию удара в Дж должна задаваться потребителями элементов промысловых трубопроводов, не производителями этих элементов.

В колонке «Методика контроля» контролируется не прочность при ударе, а диэлектрическая сплошность после удара. В СТО ВНИИСТ отсутствует стандарт на методику контроля диэлектрической сплошности внутреннего покрытия трубы, что недопустимо.

ПУНКТ 8

В СТО ВНИИСТ содержится требование к эластичности покрытия. Эластичность не является свойством покрытия. Покрытие представляет собой однослойную или многослойную конструкцию из одного или нескольких материалов, определяющих требуемый градиент ее свойств по толщине. Понятие «эластичность» может быть отнесено к материалу. Авторы СТО ВНИИСТ, вероятно, не понимают разницу между материалом и конструкцией из этого материала. Это подтверждается приведенным в СТО ВНИИСТ показателем эластичности покрытия - относительное удлинение свободной пленки в исходном состоянии и после рекомендуемых испытаний. На свободной пленке контролируют характеристики материала покрытия. Покрытие, представляющее собой единое целое с металлом, с которым оно связано силами адгезии, иначе деформируется и разрушается по сравнению со свободной пленкой. Это автор описал в своих статьях и монографиях, посвященных механике разрушения покрытий и свободных пленок из одного и того же материала.

Другим показателем эластичности покрытия разработчики СТО ВНИИСТ считают «стойкость покрытия к растрескиванию при трехточечном изгибе». Стойкость покрытия к растрескиванию при изгибе не является свойством по-

крытия. Трехточечный изгиб - это вид воздействия на сталь с покрытием. При этом покрытие должно сохранять диэлектрическую сплошность, являющуюся одним из потребительских свойств покрытия.

Следовательно, пункты 3 и 8.2 технических требований СТО ВНИИСТ следует объединить в один под названием «Диэлектрическая сплошность в исходном состоянии и после трехточечного изгиба при отрицательной температуре, которая является наиболее опасной при изгибе».

Норма на стрелу прогиба при трехточечном изгибе, т.е. 4 мм в исходном состоянии и 3 мм после испытаний, необоснованна. Разработчики СТО ВНИИСТ, вероятно, не знакомы со строительной механикой, согласно которой допустимую стрелу прогиба труб рассчитывают исходя из наибольшего допустимого напряжения в металле трубы ор=0,9о4, где - предел текучести металла (ГОСТ 8696-74). Напряжение, близкое к этому напряжению, возникает при укладке подземного трубопровода в траншею. В колонке «Методика контроля» отсутствует стандарт на методику контроля.

ПУНКТ 9

Следует обосновать необходимость требования к твердости по Бухгольцу внутреннего покрытия труб и соединительных деталей нефтепромысловых трубопроводов.

В колонке «Методика контроля» СТО ВНИИСТ отсутствует стандарт на методику контроля твердости по Бухгольцу внутреннего покрытия трубы, что недопустимо.

ПУНКТ 10

Водопоглощение является свойством пленки из материала покрытия, а не покрытия. Кроме того, в СТО ВНИИСТ норма на водопоглощение необоснованна. Норма на водопоглощение не должна зависить от температуры. Она назначается исходя из требуемого противокоррозионного действия покрытия и должна обеспечиваться при заданной температуре эксплуатации. Свойством покрытия, характеризующим его барьерное действие или сорбционную активность по отношению к водной

TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 9 September 2015

81

Таблица 1. Технические требования к внутреннему покрытию труб и соединительных деталей нефтепромысловых трубопроводов

Table 1. The technical requirements for the internal coating of pipes and fittings of oilfield pipelines

Наименование показателей Норма Методика

Index name Regulation Methodology

1. Внешний вид покрытия Равномерное покрытие без

• исходный пропусков и видимых дефектов

• после испытаний по методам Т1, Т2, Т3, Отсутствие разрушений. Допускается

Т4, Т5 (табл. 2) изменение цвета и потеря блеска п. 12.2

1. Coating appearance Uniform cover without skips and cl. 12.2

• initial visible defects

• after tests according to the methods Т1, Lack of damages. Discoloring and

Т2, Т3, Т4, Т5 (Table 2) silking in are allowed

2. Толщина покрытия, мкм Согласно рекомендациям

производителя ЛКМ ГОСТ 31993

2. Coating thickness, |jm According to the PWM manufacturer's recommendations GOST31993

3. Диэлектрическая сплошность 5

покрытия, В/мкм, не менее п. 12.3

3. Coating dielectric continuity, V/|m, min 5 cl. 12.3

4. Адгезия методом Х-образного

надреза, балл

• исходная 5А-4А

• после испытаний по методам Т1, Т2, Т3, 3А

Т4, Т5, не менее п. 12.4

4. Adhesion determined by X-cut tape cl. 12.4

test, point

• initial 5А-4А

• after tests according to the methods Т1, 3А

Т2, Т3, Т4, Т5, min

5. Адгезия методом решетчатых

надрезов (для покрытий общей

толщиной до 250 мкм), балл

• исходная 0-1

• после испытаний по методам Т1, Т2, Т3, 2

Т4, Т5, не более п. 12.5

5. Adhesion determined by cross-hatch cl. 12.5

tape test (for coating with a total

thickness up to 250 |m), point

• initial 0-1

• after tests according to the methods Т1, 2

Т2, Т3, Т4, Т5, max

6. Адгезионная прочность методом

отрыва, МПа

• исходная,не менее 4

• после испытаний по методам Т1, Т2, Снижение не более 50% от исходного

Т3, Т4, Т5 значения

6. Adhesion strength determined by Decrease by no more than 50% of the п. 12.6

detachment, MPa initial value cl. 12.6

• initial, min 4

• after tests according to the methods Т1, Снижение не более 50% от исходного

Т2, Т3, Т4, Т5 значения Decrease by no more than 50% of the initial value

7. Прочность при обратном ударе на

трубе с толщиной стенки 4 мм (диаметр

бойка 20 мм, груз массой 2 кг), Н.м, не

менее:

• при 20 °С 4

• при -40 °С 3

• после испытаний по методу Т3 3 п. 12.7

• после испытаний по методу Т4 3

7. Back impact strength of a pipe with a cl. 12.7

wall thickness 4 mm (pane diameter 20

mm, load with a weight 2 kg), N.m, min:

• at 20 °С 4

• at -40 °С 3

• after tests according to the method Т3 3

• after tests according to the method Т4 3

среде, является электропроводность. Показатель этого свойства - переходное сопротивление.

ПУНКТ 11

Выражение «стойкость к истиранию» использовать недопустимо. Согласно теории трения и износа (трибологии), сопротивление материала действию сил трения называют «износостойкостью». Изнашивание - процесс разрушения материала под действием сил трения, а результат этого процесса получил название износ. При воздействии на материал внутреннего покрытия элементов нефтепромысловых трубопроводов потока жидкости, содержащей абразивные частицы,происходит его гидроабразивный «износ». В результате уменьшается толщина покрытия. Показателем сопротивления покрытия разрушению в этих условиях является скорость изменения толщины покрытия, мкм/ч. Она позволяет оценить срок службы покрытия при воздействии потока абразивосодержа-щей жидкости. Скорость уменьшения толщины покрытия существенно зависит от скорости потока, концентрации в нем абразивных частиц, угла атаки потока по отношению к поверхности покрытия. При гидроабразивном износе материала покрытия происходит сочетание абразивного износа, заключающегося в срезании материала покрытия абразивными частицами, с усталостным износом, заключающимся в многократном деформировании поверхностного слоя материала покрытия, приводящем к его выкроши-ванию вследствие усталости. При малых углах атаки преобладает абразивный износ, при больших - усталостный. Интенсивность абразивного и усталостного износа материала покрытия при воздействии на него потока абразивосодер-жащей жидкости существенно зависит от упруго-прочностных характеристик этого материала. Прибор ТаЬег АЬ^ег не имитирует механизм гидроабразивного износа полимерных покрытий и поэтому не должен применяться в этом случае. Он имитирует износ материалов закрепленным абразивом, и определяющей характеристикой материала в этом случае является его твердость. Норма на износ материала покрытия в мгр. не позволяет оценить срок службы покры-

ANTICORROSIVE PROTECTION

Таблица 1 (продолжение). Технические требования к внутреннему покрытию труб и соединительных деталей нефтепромысловых трубопроводов

Table 1. The technical requirements for the internal coating of pipes and fittings of oilfield pipelines

8. Эластичность покрытия* 8. Coating flexibility*

8.1. Относительное удлинение при разрыве свободной пленки покрытия • исходное,не менее • после испытаний по методам Т1, Т2, Т3, Т4 8.1. Elongation at coating unsupported film failure • initial, min • after tests according to the methods Т1, Т2, Т3, Т4 4 Снижение не более 50% от исходного значения Decrease by no more than 50% of the initial value 4 Снижение не более 50% от исходного значения Decrease by no more than 50% of the initial value ГОСТ 18299 GOST18299

8.2. Стойкость покрытия к растрескиванию при трехточечном изгибе, мм, не менее • исходная • после испытаний по методам Т3, Т4 8.2. Coating cracking resistance at three-point bending, mm, min • initial • after tests according to the methods Т3, Т4 4 3 4 3 п. 12.8 cl. 12.8

9. Твердость по Бухгольцу, усл. ед. • исходная • после испытаний по методу Т2 9. Buchholz hardness, conditional unit • initial • after tests according to the method Т2 Не нормируется Снижение не более 30% от исходного значения Not rated Decrease by no more than 30% of the initial value п. 12.9 cl. 12.9

10. Водопоглощение, %, не более • при 20 °С • при 60 °С 10. Water absorption, %, max • at 20 °С • at 60 °С 3 6 3 6 ГОСТ 4650 GOST4650

11. Стойкость к истиранию на приборе Taber Abraser, мг, не более 11. Abrasion hardness using Taber Abraser, mg, max 160 160 п. 12.10 cl. 12.10

12. Коэффициент соотношения емкостей при 2 кГц и 20 кГц, не менее • исходный • после испытаний по методам Т1, Т2, Т5 12. Capacity ratio at 2 kHz and 20 kHz, min • initial • after tests according to the methods Т1, Т2, Т5 0,8 0,7 0,8 0,7 ГОСТ 9.409 GOST 9.409

13. Тангенс угла диэлектрических потерь, tg 8, не более • исходный • после испытаний по методам Т1, Т2, Т5 13. Loss-angle tangent, tg 5, max • initial • after tests according to the methods Т1, Т2, Т5 0,2 0,2 0,2 0,2 ГОСТ 9.409 GOST 9.409

* Эластичность покрытия определяется методом 8.1 или 8.2. * Coating flexibility is determined by the method 8.1 or 8.2.

тия, хотя это является основной целью данных испытаний. Известно, что при транспортировании по трубопроводу абразивной пульпы наиболее высоким сопротивлением гидроабразивному износу обладают обрезиненные трубы, т.е. с покрытием из эластомеров, хотя испытания эластомеров на приборе ТаЬег АЬ^ег покажут их низкую износостойкость. Это свидетельствует о том, что механизм изнашивания материалов на лабораторных установках должен моделировать механизм изнашивания материала изделия в реальных условиях его применения.

В колонке «Методика контроля» СТО ВНИИСТ отсутствует стандарт на методику контроля сопротивления износу внутреннего покрытия трубы, что недопустимо.

ПУНКТЫ 12 И 13

Приведены показатели диэлектрических свойств материала покрытия: коэффициент соотношения емкостей при частотах 2 и 20 кГц и тангенс угла диэлектрических потерь, tg 8. Указанные показатели широко используют при контроле диэлектрических свойств электротехнических материалов. Материалу защитного покрытия элементов трубопровода также необходимо обладать диэлектрическими свойствами в исходном состоянии и при длительном воздействии водной среды. Но для этого достаточно контролировать переходное сопротивление покрытия стали, и нет необходимости изучать частотные характеристики электрического сопротивления и емкости материала покрытия. Потеря внутренним покрытием стали свойств диэлектрика не свидетельствует однозначно о нарушении его противокоррозионного действия. Противокоррозионное действие полимерного покрытия стали определяется комплексом различных механизмов: это барьерный механизм по отношению к водной среде и содержащимся в ней коррозионно-активным ионам, адгезионный механизм, основанный на уменьшении свободной поверхностной энергии стали при образовании адгезионных связей с материалом покрытия и, как результат этого, значительное торможение электродных реакций на

ее поверхности, обуславливающих интенсивность электрохимической коррозии, электрохимический механизм,

обусловленный присутствием в материале покрытия пигментов, являющихся анодами по отношению к стали, и др.

TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 9 September 2015

83

Таблица 2. Виды и продолжительность испытаний

Table 2. Test types and duration

Метод Method Виды испытаний Test types Продолжительность испытаний покрытия Coating test duration Методика Methodology

Т1 Стойкость к воздействию 3%-ного раствора NaCI при температурах 20, 40 и 60 °С* Resistance to impact of 3% NaCI solution at temperatures 20, 40 and 60 °С* 1000 ч 1,000 h ГОСТ 9.403 GOST 9.403

Т2 Стойкость к воздействию нефти при температуре 60 °С* Resistance to impact of oil at temperature 60 °С* 1000 ч 1,000 h ГОСТ 9.403 GOST 9.403

Т3 Стойкость к термостарению при температуре 60 °С* Resistance to heat aging at 60 °С* 1000 ч 1,000 h п. 12.11 cl. 12.11

Т4 Стойкость к воздействию переменных температур от -60 до +40 °С Resistance to impact of variable temperatures from -60 to +40 °С 15 циклов 15 cycles ГОСТ 27037 GOST27037

Т5 Автоклавный тест в присутствии сероводорода при температуре 60 °С*)**) Autoclave testing with hydrogen sulphide at 60 °С*)**) 1000 ч 1,000 h п. 12.12 cl. 12.12

* Температурные режимы испытаний могут изменяться с учетом конкретных условий эксплуатации по согласованию с заказчиком. * Test temperature conditions can be changed taking into account particular operating conditions by agreement with the customer. ** Концентрация сероводорода и температура в автоклаве выбираются по согласованию с заказчиком. ** Hydrogen sulphide concentration and autoclave temperature are selected by agreement with the customer.

В колонке «Методика контроля» СТО ВНИИСТ для пунктов 12 и 13 приведены стандартизированные методы контроля частотных характеристик емкости и тангенса угла диэлектрических потерь покрытия. Стандарт на методику контроля указанных показателей свойств внутреннего покрытия труб отсутствует, что недопустимо.

В таблице 1 СТО ВНИИСТ отсутствует ряд важных свойств внутреннего покрытия промысловых трубопроводов, в значительной мере определяющих энергетическую эффективность и надежность этих трубопроводов, в частности сцепляемость с твердыми отложениями АСПО и минеральных солей и проницаемость покрытия по отношению к молекулам сероводорода. Приведенные в таблице 2 СТО ВНИИСТ требуемые виды испытаний внутреннего покрытия труб и соединительных деталей не моделируют их реальные условия эксплуатации, а следовательно, не обеспечивают получение объективных данных о стойкости испытываемых покрытий к внешним воздействиям при эксплуатации. Повторно

приходится отмечать, что авторы СТО ВНИИСТ, вероятно, не знакомы с условиями эксплуатации нефтепромысловых трубопроводов, требуя проводить испытания в модельных средах при температуре 60 0С. На многих нефтяных месторождениях она значительно выше. Кроме того, в зимнее время на месторождениях Западной Сибири для удаления возникающих пробок в нефтесборных трубопроводах вследствие образования твердых отложений асфальтосмолопарафинов, выпадающих из транспортируемой продукции добывающих скважин, с октября по апрель регулярно прокачивают нефть, нагретую до 100 0С. В зимний период происходит периодическое замороживание водоводов с покрытием систем ППД, что обуславливает необходимость проведения их обработки водяным паром с температурой не менее 120 0С. В СТО ВНИИСТ в качестве модельной среды для испытаний внутреннего покрытия указана нефть. Авторы данного стандарта обязаны знать, что существует сырая нефть и товарная, прошедшая

первичную промысловую подготовку по отделению газа и воды. В СТО ВНИИСТ это не указано, что недопустимо. Специалисты хорошо знают, что транспортируемая по нефтесборным трубопроводам водонефтяная эмульсия содержит свободный углеводородный газ. Под давлением транспортируемой среды он диффундирует через «полимерное покрытие к границе раздела полимерная пленка - сталь», т.е. в область меньшей концентрации,и создает там осмотическое давление. При отключении трубопровода, т.е. сбросе в нем рабочего давления, под действием осмотического давления разрушаются слабые адгезионные связи покрытия со сталью, происходит локальное отслоение покрытия, внешне проявляющееся в образовании мелких пузырей-блистин-гов на его поверхности. Это свидетельствует о нарушении работоспособности покрытия.

Необходимо проводить испытания внутреннего покрытия нефтепромысловых трубопроводов на декомпрессию после выдержки в автоклавной установке при заданных значениях повышенной тем-

ANTICORROSIVE PROTECTION

пературы и давления газожидкостной модельной углеводородной среды. В стандарте СТО ВНИИСТ данные обязательные испытания отсутствуют. В таблице 2 СТО ВНИИСТ в колонке «Методика» отсутствуют стандарты на методики испытаний с использованием методов Т3 и Т5, что недопустимо. В методе испытаний Т4 требуемый диапазон циклического изменения температуры не соответствует реальным циклическим воздействиям на внутреннее покрытие нефтепромысловых трубопроводов. При периодических отключениях трубопровода диапазон циклического изменения температуры: от максимальной температуры эксплуатации, которая может достигать 100 0С и более, до климатической температуры в зимний период, которая в Западной Сибири достигает -60 0С. Можно сделать еще целый ряд принципиальных замечаний по рассматриваемому СТО ВНИИСТ, но и приведенные замечания достаточно убедительно показывают, что разработчики СТО ВНИИСТ не обладают требуемой ком-

петенцией в области формулирования потребительского качества защитных покрытий элементов нефтепромысловых трубопроводов. Опыт зарубежных стран, в частности Норвегии, США, Канады, показывает, что значительный технический прогресс в нефтегазодобыче достигается, если ведущие фирмы в этой области объединяются вокруг университетов, обычно являющихся лидерами в области новых научных теоретических и практических разработок, методологии решения сложных технических задач, создания эффективной системы управления производством, подготовки и переподготовки кадров требуемой квалификации, разработки нормативной документации. В РФ таким центром для нефтяных компаний является Национальный исследовательский университет нефти и газа имени И.М. Губкина. Данный статус присвоен ему по решению Правительств РФ. По решению нефтяных компаний ОАО «НК «Роснефть», ОАО «Газпром нефть», ОАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «Татнефть», ОАО

«НК «Башнефть», ОАО «Независимая нефтяная компания» при РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина создан Отраслевой экспертный совет нефтяных компаний РФ по повышению эффективности использования защитных покрытий в нефтегазовом оборудовании и сооружениях ОЭС «Нефтегаз-Покры-тие». Необходимость данного совета обусловлена тем, что защитные покрытия являются перспективным направлением повышения эффективности, надежности, безопасности и технологичности нефтегазового оборудования и сооружений. Одной из важных задач данного совета является объединение потенциала ученых РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина и ведущих специалистов нефтяных компаний для создания эффективной системы управления качеством оборудования и сооружений с защитными покрытиями для нефтегазодобычи, предусматривающей создание в первую очередь необходимой нормативной документации, определяющей их потребительское качество.

ВНИМАНИЕ!

Открыта подписка на журналы «ТЕРРИТОРИЯ «НЕФТЕГАЗ» и «КОРРОЗИЯ «ТЕРРИТОРИИ «НЕФТЕГАЗ»! Журналы можно получать в России и в любой стране мира. Подписка оформляется с любого месяца!

ОФОРМИТЬ ПОДПИСКУ ВЫ МОЖЕТЕ:

в редакции - по адресу 142784, г. Москва, Киевское ш„ БП «Румянцево», корп. Б, под. 5, эт. 5, оф. 505Б, издательство «Камелот Паблишинг», редакция журнала «Территория «НЕФТЕГАЗ», Тел./факс: +7 (495) 240-54-57, e-mail: info@neftegas.info по каталогу Роспечати - подписной индекс 36129

СТОИМОСТЬ ПОДПИСКИ

по России:

для стран СНГ:

1 номер любого журнала......1800 руб................ 2200 руб.

б номеров ТНГ..................10800 руб...............13200 руб.

12 номеров ТНГ................ 21600 руб...............26400 руб.

15 номеров ТНГ+КТНГ......... 27000 руб...............33000 руб.