RU196347U1

RU196347U1 - STEEL OIL FIELD PIPE

Info

Publication number: RU196347U1
Application number: RU2019107569U
Authority: RU
Inventors: Николай Христофорович Балдаев; Сергей Львович Балдаев; Сергей Александрович Маньковский; Виталий Викторович Осипов; Андрей Павлович Протасов
Original assignee: Сергей Львович Балдаев
Priority date: 2019-03-18
Filing date: 2019-03-18
Publication date: 2020-02-26

Abstract

Полезная модель относится к защите металлов от коррозии и может быть использована при защите стальных газовых и нефтяных трубопроводов. Стальная нефтепромысловая труба включает нанесенное на ее внутреннюю поверхность защитное покрытие. Защитное покрытие представляет собой слои металлического протекторного покрытия, состоящего из алюминия и магния, толщина которого составляет от 100 до 300 мкм, пропитанного фторполимером толщиной не менее 300 мкм. Желаемым техническим результатом является повышение срока службы трубы за счет повышения коррозионной стойкости трубы при температуре до 500-700°С, а также снижение налипания парафинов на стенки трубы.The utility model relates to the protection of metals from corrosion and can be used to protect steel gas and oil pipelines. Steel oil pipe includes a protective coating applied to its inner surface. The protective coating consists of layers of a metal tread coating consisting of aluminum and magnesium, the thickness of which is from 100 to 300 microns, impregnated with a fluoropolymer with a thickness of at least 300 microns. The desired technical result is to increase the service life of the pipe by increasing the corrosion resistance of the pipe at temperatures up to 500-700 ° C, as well as reducing the adhesion of paraffins to the pipe walls.

Description

Полезная модель относится к защите металлов от коррозии и может быть использована при защите стальных газовых и нефтяных трубопроводов.The utility model relates to the protection of metals from corrosion and can be used to protect steel gas and oil pipelines.

Известен протекторный метод защиты сварных стыков, который заключается в установке на внутренней поверхности концов труб жертвенного материала - протектора. Данный метод получил очень широкое распространение за счет своей простоты. Многие заводы России, выпускающие трубы с внутренним покрытием, были ориентированы на нанесение различными способами на внутреннюю поверхность концов труб протекторного материала из алюминиевого сплава, что делалось перед нанесением покрытия на внутреннюю поверхность труб. Все способы имели общий критичный недостаток - места контакта не были изолированы. По этой причине протекторный материал из алюминиевого сплава, имеющего электродный потенциал в морской воде 0,74 В (у стали 20-0,43 В), быстро разрушался из-за контактной коррозии. Более того, очищенный металл труб, находящийся под протектором, является анодом по отношению к окислам железа, находящимся на внутренней поверхности металла труб и сварного шва, и без изоляции мест контакта протектора с металлом труб происходит разрушение металла труб по обе стороны от сварного шва. Это происходит из-за возникновения процесса электрохимической коррозии. В процессе развития данного метода нефтяными компаниями «Татнефть» и «Башнефть» в последние годы был освоен следующий способ монтажа протектора. На концах труб, футерованных полиэтиленом, устанавливаются наконечники из углеродистой стали и втулки из алюминиевого сплава путем их радиальной раздачи дорном. Но высокая стоимость изготовления наконечников и втулок и низкая надежность защиты из-за щелевой и контактной коррозии не позволили данному способу развиться до массового применения.Known tread method for protecting welded joints, which consists in installing on the inner surface of the ends of the pipes a sacrificial material - a tread. This method is very widespread due to its simplicity. Many factories in Russia that produce pipes with an internal coating were oriented to applying various methods on the inner surface of the pipe ends of the tread material of aluminum alloy, which was done before coating the inner surface of the pipes. All methods had a common critical flaw - contact points were not isolated. For this reason, the tread material of an aluminum alloy having an electrode potential of 0.74 V in seawater (for steel 20-0.43 V) was rapidly destroyed due to contact corrosion. Moreover, the cleaned pipe metal located under the tread is an anode with respect to iron oxides located on the inner surface of the pipe metal and the weld, and without isolation of the contact points of the tread with the pipe metal, the pipe metal is destroyed on both sides of the weld. This is due to the occurrence of an electrochemical corrosion process. In the process of developing this method, the oil companies Tatneft and Bashneft in recent years have mastered the following method of mounting the tread. At the ends of pipes lined with polyethylene, carbon steel lugs and aluminum alloy bushings are installed by radially distributing them with a mandrel. But the high cost of manufacturing tips and bushings and low reliability of protection due to crevice and contact corrosion did not allow this method to develop to mass application.

Металлизация концов труб коррозионными металлами и сплавами является еще одним альтернативным вариантом защиты внутренних сварных швов трубопроводов от коррозии. Сущность метода заключается в следующем: внутреннее антикоррозионное покрытие из эпоксидной порошковой краски в заводских условиях наносится по всей длине труб и деталей, за исключением концевых участков - зон термического влияния, на которые напыляется металлизационное покрытие из хромоникелевого сплава. Защитное покрытие сварного шва формируется при сварке труб в плеть за счет того, что расплав самофлюсующегося порошка растекается по поверхности корня сварного шва с дополнительным слоем стеклообразных шлаков. Этот метод также не получил массового внедрения прежде всего из-за того, что формирование защитного покрытия в процессе сварки носит довольно случайный характер и не поддается управлению. Кроме того, присутствует большая вероятность возникновения электрохимической коррозии, которая возникает в случае появления даже самого небольшого незащищенного участка сварного шва.Metallization of pipe ends with corrosive metals and alloys is another alternative option to protect the internal welds of pipelines against corrosion. The essence of the method is as follows: in the factory, an internal anticorrosive coating of epoxy powder paint is applied along the entire length of pipes and parts, with the exception of the end sections - heat-affected zones, on which a metallization coating of a chromium-nickel alloy is sprayed. The protective coating of the weld is formed when welding pipes into a whip due to the fact that the melt of self-fluxing powder spreads over the surface of the root of the weld with an additional layer of glassy slag. This method also did not receive widespread adoption, primarily due to the fact that the formation of a protective coating during the welding process is rather random and cannot be controlled. In addition, there is a high probability of occurrence of electrochemical corrosion, which occurs in the event of the appearance of even the smallest unprotected portion of the weld.

Нанесение антикоррозионных покрытий на внутреннюю поверхность соединений труб после сварки на первый взгляд кажется самым перспективным. Но помимо большой технической сложности подготовки поверхности и нанесения антикоррозионного покрытия на сварной шов трубопроводов небольших диаметров (до 820 мм включительно), очень много факторов отрицательно влияют на качество покрытия, начиная от подготовки внутренней поверхности околошовной зоны сварного соединения и заканчивая погодными условиями и условиями местности, даже если становится возможным проведение этих работ человеком (в трубопроводах от 1020 мм и выше). Применение специальных роботов, заменяющих человека в стесненных условиях неоправданно дорого.At first glance, the application of anticorrosive coatings on the inner surface of pipe joints after welding seems to be the most promising. But in addition to the great technical complexity of preparing the surface and applying an anti-corrosion coating on the weld of pipelines of small diameters (up to 820 mm inclusive), a lot of factors negatively affect the quality of the coating, from the preparation of the inner surface of the heat-affected zone of the welded joint to weather and terrain conditions, even if it becomes possible to carry out these works by a person (in pipelines from 1020 mm and above). The use of special robots that replace a person in cramped conditions is unreasonably expensive.

Известен способ напыления покрытия на внутреннюю поверхность изделий трубчатой формы (RU 2186148 С2, С23С 4/16, опубликовано 27.07.2002), включающий газотермическое и плазменное напыление покрытий параллельными полосами, которые смещают друг относительно друга в результате взаимных вращательно-поступательных перемещений напыляющего устройства и изделия. Полосы располагают по поверхности дискретно. Изделие по окончании каждого прохода напыляющего устройства вдоль его оси поворачивают. После каждого полного оборота изделия вокруг своей оси полосу смещают относительно предыдущей с ее перекрытием, увеличивая дополнительно угол поворота изделия. Недостатком данного решения является низкие прочностные характеристики покрытия, его пористость и шероховатость.A known method of spraying coatings on the inner surface of tubular products (RU 2186148 C2, C23C 4/16, published July 27, 2002), including gas thermal and plasma spraying of coatings in parallel strips that are displaced relative to each other as a result of mutual rotational-translational movements of the spraying device and products. The stripes are positioned discretely over the surface. The product at the end of each pass of the spraying device is rotated along its axis. After each complete revolution of the product around its axis, the strip is shifted relative to the previous one with its overlap, increasing the angle of rotation of the product. The disadvantage of this solution is the low strength characteristics of the coating, its porosity and roughness.

Ближайшим аналогом является стальная нефтепромысловая труба (RU 2296817 С2, C23F 17/00, опубликовано 10.04.2007), включающая нанесенное на ее внутреннюю поверхность защитное покрытие. Недостатком известного решения также является недостаточная коррозионная стойкость, пористость и шероховатость покрытия, вследствие чего увеличивается налипание парафинов на стенки трубы.The closest analogue is a steel oil field pipe (RU 2296817 C2, C23F 17/00, published April 10, 2007), including a protective coating applied to its inner surface. A disadvantage of the known solution is also the lack of corrosion resistance, porosity and roughness of the coating, resulting in increased adhesion of paraffins to the pipe wall.

Желаемым техническим результатом является повышение срока службы трубы за счет повышения коррозионной стойкости трубы при температуре до 500-700°С, а также снижение налипания парафинов на стенки трубы.The desired technical result is to increase the service life of the pipe by increasing the corrosion resistance of the pipe at temperatures up to 500-700 ° C, as well as reducing the adhesion of paraffins to the pipe walls.

Желаемый технический результат достигается тем, что защитное покрытие представляет собой слои металлического протекторного покрытия, состоящего из алюминия и магния, толщина которого составляет от 100 до 300 мкм.The desired technical result is achieved in that the protective coating is a layer of a metal tread coating consisting of aluminum and magnesium, the thickness of which is from 100 to 300 microns.

Металлическое протекторное покрытие может быть выполнено с пропиткой слоем фторполимера толщиной не менее 300 мкм.The metal tread coating may be impregnated with a layer of fluoropolymer with a thickness of at least 300 microns.

Причем зона сварных соединений может быть выполнена с утолщением из алюминия.Moreover, the zone of welded joints can be made with a thickening of aluminum.

Металлическое протекторное покрытие из алюминия и магния позволяет увеличить коррозионную стойкость трубы при температуре эксплуатации трубы 500-700°С. Пропитка протекторного слоя фторполимером позволяет уменьшить налипание парафинов на стенки трубы. Выполнение утолщений из алюминия на зоне сварных соединений дополнительно увеличивает коррозионную стойкость трубы.The metal tread coating of aluminum and magnesium allows to increase the corrosion resistance of the pipe at a pipe operating temperature of 500-700 ° C. Impregnation of the tread layer with a fluoropolymer can reduce the adhesion of paraffins to the pipe walls. The implementation of thickenings of aluminum in the area of welded joints further increases the corrosion resistance of the pipe.

При уменьшении толщины покрытия меньше, чем 100 мкм, резко падает коррозионная стойкость покрытия при высоких температурах эксплуатации.With a decrease in coating thickness of less than 100 μm, the corrosion resistance of the coating sharply decreases at high operating temperatures.

Увеличение толщины покрытия больше, чем 300 мкм не имеет практического смысла, поскольку сильно снижается соотношение цена/качество трубы.An increase in coating thickness greater than 300 microns does not make sense, since the price / quality ratio of the pipe is greatly reduced.

То же самое касается увеличения толщины пропиточного слоя, а именно снижается соотношение цена/качество трубы.The same applies to increasing the thickness of the impregnating layer, namely, the price / quality ratio of the pipe is reduced.

Claims

1. Steel oilfield pipe having a welded joint area and containing a protective coating deposited on its inner surface, characterized in that the protective coating is made in the form of layers of a metal tread coating consisting of aluminum and magnesium, the thickness of which is from 100 to 300 microns, with this coating is impregnated with a layer of fluoropolymer with a thickness of at least 300 microns.

3. The pipe according to claim 1, characterized in that in the zone of the welded joint it is made with a thickening of aluminum.