RU2760782C1 - Protective coating of steel pipeline against underground corrosion - Google Patents
Protective coating of steel pipeline against underground corrosion Download PDFInfo
- Publication number
- RU2760782C1 RU2760782C1 RU2020143662A RU2020143662A RU2760782C1 RU 2760782 C1 RU2760782 C1 RU 2760782C1 RU 2020143662 A RU2020143662 A RU 2020143662A RU 2020143662 A RU2020143662 A RU 2020143662A RU 2760782 C1 RU2760782 C1 RU 2760782C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- corrosion
- steel
- soil
- coating
- protective coating
- Prior art date
Links
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 title claims abstract description 44
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 title claims abstract description 42
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 20
- 239000010959 steel Substances 0.000 title claims abstract description 20
- 239000011253 protective coating Substances 0.000 title claims abstract description 6
- -1 aliphatic amines Chemical class 0.000 claims abstract description 10
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims description 3
- 238000000576 coating method Methods 0.000 abstract description 22
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 abstract description 13
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 abstract description 10
- 239000002184 metal Substances 0.000 abstract description 10
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 abstract description 7
- 230000009471 action Effects 0.000 abstract description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 abstract description 4
- 238000003411 electrode reaction Methods 0.000 abstract description 3
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 abstract description 2
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 abstract description 2
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 abstract description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 abstract description 2
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 abstract 2
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 29
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 13
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 12
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 12
- 238000000034 method Methods 0.000 description 11
- 239000000284 extract Substances 0.000 description 10
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000000463 material Substances 0.000 description 7
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 7
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 7
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 6
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- 229910000975 Carbon steel Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000006286 aqueous extract Substances 0.000 description 3
- 239000010962 carbon steel Substances 0.000 description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 3
- 150000003018 phosphorus compounds Chemical class 0.000 description 3
- 239000012088 reference solution Substances 0.000 description 3
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910001018 Cast iron Inorganic materials 0.000 description 2
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 2
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 238000002848 electrochemical method Methods 0.000 description 2
- 231100001261 hazardous Toxicity 0.000 description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 125000004433 nitrogen atom Chemical group N* 0.000 description 2
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 2
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 2
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 230000010287 polarization Effects 0.000 description 2
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 2
- RZVAJINKPMORJF-UHFFFAOYSA-N Acetaminophen Chemical compound CC(=O)NC1=CC=C(O)C=C1 RZVAJINKPMORJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N Calcium cation Chemical compound [Ca+2] BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 1
- 238000005273 aeration Methods 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 125000003277 amino group Chemical group 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000000035 biogenic effect Effects 0.000 description 1
- 239000003181 biological factor Substances 0.000 description 1
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003183 carcinogenic agent Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000007598 dipping method Methods 0.000 description 1
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 1
- 238000010291 electrical method Methods 0.000 description 1
- 238000006056 electrooxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 description 1
- 238000005530 etching Methods 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 239000003673 groundwater Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 238000012002 interactive response technology Methods 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 125000004430 oxygen atom Chemical group O* 0.000 description 1
- 238000005554 pickling Methods 0.000 description 1
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 description 1
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 description 1
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 1
- 239000004848 polyfunctional curative Substances 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 239000005297 pyrex Substances 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- HKZLPVFGJNLROG-UHFFFAOYSA-M silver monochloride Chemical class [Cl-].[Ag+] HKZLPVFGJNLROG-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 238000001931 thermography Methods 0.000 description 1
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C23—COATING METALLIC MATERIAL; COATING MATERIAL WITH METALLIC MATERIAL; CHEMICAL SURFACE TREATMENT; DIFFUSION TREATMENT OF METALLIC MATERIAL; COATING BY VACUUM EVAPORATION, BY SPUTTERING, BY ION IMPLANTATION OR BY CHEMICAL VAPOUR DEPOSITION, IN GENERAL; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL
- C23C—COATING METALLIC MATERIAL; COATING MATERIAL WITH METALLIC MATERIAL; SURFACE TREATMENT OF METALLIC MATERIAL BY DIFFUSION INTO THE SURFACE, BY CHEMICAL CONVERSION OR SUBSTITUTION; COATING BY VACUUM EVAPORATION, BY SPUTTERING, BY ION IMPLANTATION OR BY CHEMICAL VAPOUR DEPOSITION, IN GENERAL
- C23C26/00—Coating not provided for in groups C23C2/00 - C23C24/00
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C23—COATING METALLIC MATERIAL; COATING MATERIAL WITH METALLIC MATERIAL; CHEMICAL SURFACE TREATMENT; DIFFUSION TREATMENT OF METALLIC MATERIAL; COATING BY VACUUM EVAPORATION, BY SPUTTERING, BY ION IMPLANTATION OR BY CHEMICAL VAPOUR DEPOSITION, IN GENERAL; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL
- C23F—NON-MECHANICAL REMOVAL OF METALLIC MATERIAL FROM SURFACE; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL; MULTI-STEP PROCESSES FOR SURFACE TREATMENT OF METALLIC MATERIAL INVOLVING AT LEAST ONE PROCESS PROVIDED FOR IN CLASS C23 AND AT LEAST ONE PROCESS COVERED BY SUBCLASS C21D OR C22F OR CLASS C25
- C23F11/00—Inhibiting corrosion of metallic material by applying inhibitors to the surface in danger of corrosion or adding them to the corrosive agent
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Metallurgy (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
Abstract
Description
Протяженность подземных сооружений и конструкций только в системе ОАО «Газпром» достигает более 170 тысяч километров [Методы и технологии противокоррозионной защиты, новые материалы и оборудование для защиты магистральных газопроводов от различных видов коррозии. / Материалы отраслевого совещания. Саратов, май 2003. //. М.: ИРЦ «Газпром». 2004. 192 с.]. Срок их эксплуатации зависит от коррозионной стойкости. Аварии на нефте- и газопроводах наносят значительный экономический и экологический ущерб национальной экономике. Прогнозирование опасности подземной коррозии и совершенствование противокоррозионной защиты трубопроводов являются приоритетными направлениями на объектах топливно-энергетического комплекса [Будзуляк Б.В., Тычкин И.А., Ремизов В.В., Тухбатулин Ф.Г., Петров Н.А. / Эффективная защита объектов от коррозии. // М.: Газоил пресс. Газовая промышленность. 2002. №1. С.66-69.].The length of underground structures and structures in the Gazprom system alone reaches more than 170 thousand kilometers [Methods and technologies of anti-corrosion protection, new materials and equipment for the protection of gas pipelines from various types of corrosion. / Materials of the industry meeting. Saratov, May 2003. //. M .: IRTs "Gazprom". 2004. 192 s.]. Their service life depends on their corrosion resistance. Accidents on oil and gas pipelines cause significant economic and environmental damage to the national economy. Predicting the danger of underground corrosion and improving the anticorrosive protection of pipelines are priority areas at the facilities of the fuel and energy complex [Budzulyak BV, Tychkin IA, Remizov VV, Tukhbatulin FG, Petrov NA / Effective protection of objects from corrosion. // M .: Gazoil press. Gas industry. 2002. No. 1. S.66-69.].
Основной конструкционный материал для трубопроводов - сталь. Она обладает хорошими прочностными свойствами, но низкой коррозионной стойкостью в условиях почвы или грунта. Значительную роль в развитии коррозионных процессов играют грунтовые воды (почвенный электролит), что актуализирует применение ингибиторов для защиты стали.The main structural material for pipelines is steel. It has good strength properties, but low corrosion resistance in soil or ground conditions. Ground waters (soil electrolyte) play a significant role in the development of corrosion processes, which actualizes the use of inhibitors to protect steel.
Подземные сооружения подвергаются воздействию огромного количества все время изменяющихся химических, физических и биологических факторов, определяющих интенсивность коррозии металла [Горошевский А.В. Взаимодействие почвы и подземных трубопроводов: автореферат дис. канд. биол. наук: 03.00.27, МГУ им. М.В. Ломоносова. - Москва, 2005. - 25 с., Камаева Светлана Сергеевна. Биогенная сульфатредукция как фактор биокоррозии подземных трубопроводов: автореферат дис…. канд. техн. наук: 05.17.03. - Москва, 2003. - 28 с., Гаррис Н.А., Аскаров Г.Р. Причина коррозионной активности грунтов вокруг газопроводов большого диаметра. // Материалы Новоселовских чтений: Сб. науч. тр. Вып.2. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2004. - С.167-173., Исмагилов И.Г. Особенности теплового взаимодействия магистрального газопровода большого диаметра с грунтом: автореферат дисс.канд. техн. наук - Уфа, 2010. - 191 с., Малеева М.А., Петрунин М.А., Максаева Л.Б., Юрасова Т.Α., Маршаков А.И. Локальное коррозионное растворение стали в растворах, имитирующих грунтовый электролит.// Коррозия: материалы и защита, 2014. №11. С.1-7.].Underground structures are exposed to a huge amount of constantly changing chemical, physical and biological factors that determine the intensity of metal corrosion [Goroshevsky A.V. The interaction of soil and underground pipelines: abstract of dis. Cand. biol. Sciences: 03.00.27, Moscow State University im. M.V. Lomonosov. - Moscow, 2005 .-- 25 p., Kamaeva Svetlana Sergeevna. Biogenic sulfate reduction as a factor of biocorrosion of underground pipelines: abstract of thesis .... Cand. tech. Sciences: 05.17.03. - Moscow, 2003 .-- 28 p., Harris N.A., Askarov G.R. The reason for the corrosiveness of soils around large-diameter gas pipelines. // Materials of Novoselovsky readings: Sat. scientific. tr. Issue 2. - Ufa: Publishing house of USPTU, 2004. - pp. 167-173., Ismagilov I.G. Features of thermal interaction of a large-diameter main gas pipeline with soil: abstract of thesis. tech. Sciences - Ufa, 2010. - 191 p., Maleeva M.A., Petrunin M.A., Maksaeva L.B., Yurasova T.Α., Marshakov A.I. Local corrosive dissolution of steel in solutions simulating soil electrolyte. // Corrosion: materials and protection, 2014. No. 11. P. 1-7.].
Исследования почвенной коррозии магистральных трубопроводов [Бырылов И.Ф. Способ контроля коррозионных процессов на магистральных трубопроводах и разработка защитных электролитических покрытий на основе цинка: автореферат диссер…. канд. техн. наук 05.17.03 - Технология электрохимических процессов и защита от коррозии. - Новочеркасск, 2013. - 17 с.] показали, что влияние концентрации ионов водорода в коррозионной среде на скорость коррозии металлов определяется их участием в электродном процессе, способностью влиять на растворимость продуктов коррозии, возможностью образовывать защитные оксидные пленки при изменении рН раствора. Рассчитана прогнозируемая скорость коррозии магистральных трубопроводов на основании проведенных исследований по влиянию типа грунта, рН грунтового электролита, влажности, температуры, пористости, удельного электрического сопротивления и продолжительности эксплуатации на скорость коррозии магистральных трубопроводов. Это позволяет выявлять участки подземных трубопроводов с различной степенью опасности.Studies of soil corrosion of main pipelines [Brylov I.F. Method of control of corrosion processes on main pipelines and development of protective electrolytic coatings based on zinc: abstract of dissertation…. Cand. tech. Sciences 05.17.03 - Technology of electrochemical processes and corrosion protection. - Novocherkassk, 2013. - 17 pp.] Showed that the effect of the concentration of hydrogen ions in a corrosive environment on the corrosion rate of metals is determined by their participation in the electrode process, the ability to influence the solubility of corrosion products, the ability to form protective oxide films when the pH of the solution changes. The predicted corrosion rate of main pipelines was calculated on the basis of studies carried out on the effect of the type of soil, pH of soil electrolyte, humidity, temperature, porosity, electrical resistivity and duration of operation on the corrosion rate of main pipelines. This makes it possible to identify sections of underground pipelines with varying degrees of danger.
При изучении электрохимической кинетики парциальных электродных реакций, протекающих при коррозии трубной стали в средах, имитирующих грунтовый (подпленочный) электролит, установлены типы органических соединений, которые эффективно тормозят процессы анодного растворения железа, катодного выделения и внедрения водорода в металл. Показано, что лучшие ингибирующие и адгезионные свойства имеют ингибиторы ИФХАН-29-АЧ, ИФХАН-П-3, ИФХАН-АКН и ИФХАН-КАБ [Малеева М.А., Редькина Г.В., Богданов Р.И., Ряховских И.В., Игнатенко В.Э. и др. Разработка ингибированных полимерных композиций с целью предотвращения риска КРН на магистральных газопроводах. // Ингибиторы. 2(31) 2015. С.24-30.].When studying the electrochemical kinetics of partial electrode reactions occurring during corrosion of pipe steel in environments simulating a ground (sub-film) electrolyte, the types of organic compounds that effectively inhibit the processes of anodic dissolution of iron, cathodic release and the introduction of hydrogen into the metal have been established. It has been shown that inhibitors IFKHAN-29-ACh, IFKHAN-P-3, IFKHAN-AKN and IFKHAN-KAB have the best inhibiting and adhesive properties [Maleeva MA, Redkina GV, Bogdanov RI, Ryakhovskikh I V.V., Ignatenko V.E. and others. Development of inhibited polymer compositions in order to prevent the risk of SCC on main gas pipelines. // Inhibitors. 2 (31) 2015. pp. 24-30.].
Одним из способов защиты трубопроводов от почвенной коррозии [Мустафин Ф.М. Использование гидрофобизированных грунтов при строительстве и ремонте объектов трубопроводного транспорта: автореферат диссер…. докт. техн. наук: 25.00.19. - Уфа, 2003. - 47 с.] является использование гидрофобных грунтов для снижения агрессивного механического и физико-химического воздействия окружающей среды на покрытие. В качестве вяжущего вещества для гидрофобизации грунта использованы вяжущие для магистральных трубопроводов, выпускаемые по ТУ 0258-001-02080196-2000 «Вяжущее нефтяное летнее ВМТ-Л» и ТУ 0258-002-02080196-2003 «Вяжущее нефтяное зимнее ВМТ-3».One of the ways to protect pipelines from soil corrosion [Mustafin F.M. The use of hydrophobized soils in the construction and repair of pipeline transport facilities: thesis abstract…. doct. tech. Sciences: 25.00.19. - Ufa, 2003. - 47 p.] Is the use of hydrophobic soils to reduce the aggressive mechanical and physicochemical effects of the environment on the coating. Binders for main pipelines produced according to TU 0258-001-02080196-2000 “Summer oil binder VMT-L” and TU 0258-002-02080196-2003 “Winter oil binder VMT-3” were used as a binder for soil hydrophobization.
Авторы [Семенова И.В., Флорианович Г.М., Хорошилов А.В. Коррозия и защита от коррозии. / Под ред. И.В. Семеновой. - М.: ФИЗМАЛИТ, 2002. - 336 с.] предлагают для изоляции сооружений от электролитической среды битумные покрытия, применяемые как самостоятельно, так и в сочетании с электрическими методами. Средний срок службы многослойных битумных покрытий составляет 7…10 лет, а в солончаковых грунтах не более 2…4 лет. Их применяют для антикоррозионной защиты чугунных канализационных труб по ГОСТ 6942.3-80 в ОАО "Свободный Сокол" (г. Липецк), на Хабаровском заводе отопительного оборудования, Нижнетагильском котельно-радиаторном, Липецком трубном, Думиничском, Макеевском труболитейном заводах. В качестве антикоррозионного покрытия применяют нефтяной битум марки БНИ-1У-3 (ГОСТ 9812-74), строительный битум марок БН 70/30, БН 90/10 (ГОСТ 6617-76), дорожный битум марок БН 90/130. БН 60/90 (ГОСТ 22245-90). Подготовка битума состоит из стадий обезвоживания и окисления на окислительной установке. Перед битумированием трубы подогревают в проходной печи до 200…250°С в течение 10 мин., затем их погружают в ванну с битумом. Температура битума в ванне должна быть 180…200°С. Из ванны трубы поступают на стол кантователя, который поднимает их в наклонном положении для слива остатков битума с поверхности трубы. Качество покрытия должно удовлетворять требованиям ГОСТ 9583-75 и ТУ 14-3-259-74. Основной недостаток этой технологии - пожароопасность, так как нефтяной битум является горючим веществом с температурой вспышки 220…300°С и минимальной температурой самовоспламенения 368°С. В практике битумирования чугунных труб известны случаи загорания битума в ваннах. Кроме того, битум относится к канцерогенным веществам, что также должно сдерживать его применение в качестве антикоррозионного материала [https://truba24.ru/library/articles/ (дата обращения 2.12.2020)].Authors [Semenova I.V., Florianovich G.M., Khoroshilov A.V. Corrosion and corrosion protection. / Ed. I.V. Semenova. - M .: FIZMALIT, 2002. - 336 p.] Offer bituminous coatings for isolation of structures from the electrolytic environment, used both independently and in combination with electrical methods. The average service life of multilayer bituminous coatings is 7 ... 10 years, and in saline soils no more than 2 ... 4 years. They are used for corrosion protection of cast iron sewer pipes in accordance with GOST 6942.3-80 at Svobodny Sokol OJSC (Lipetsk), at the Khabarovsk Heating Equipment Plant, Nizhniy Tagil Boiler and Radiator, Lipetsk Pipe, Duminichi, Makeevka Pipe Foundry. Petroleum bitumen of the BNI-1U-3 grade (GOST 9812-74), construction bitumen of the BN 70/30, BN 90/10 grades (GOST 6617-76), and road bitumen of the BN 90/130 grades are used as an anti-corrosion coating. BN 60/90 (GOST 22245-90). Bitumen preparation consists of dehydration and oxidation stages in an oxidizing plant. Before bitumenation, the pipes are heated in a continuous furnace to 200 ... 250 ° C for 10 minutes, then they are immersed in a bath with bitumen. The bitumen temperature in the bath should be 180… 200 ° С. From the tub, the pipes go to the tilting table, which lifts them in an inclined position to drain the residual bitumen from the pipe surface. The quality of the coating must meet the requirements of GOST 9583-75 and TU 14-3-259-74. The main disadvantage of this technology is fire hazard, since petroleum bitumen is a combustible substance with a flash point of 220 ... 300 ° C and a minimum autoignition temperature of 368 ° C. In the practice of bituminizing cast iron pipes, there are cases of bitumen burning in baths. In addition, bitumen is classified as a carcinogenic substance, which should also restrain its use as an anticorrosive material [https://truba24.ru/library/articles/ (date of treatment 12/2/2020)].
В качестве прототипа выбрано нефтяное битумное покрытие, полученное из битума после стадий обезвоживания и окисления на окислительной установке. Такие признаки прототипа, как готовая форма, не требующая смешения компонентов или перемешивания состава перед нанесением, гидрофобность, наличие в составе атомов кислорода, способных к адсорбции на активных центрах защищаемой металлической поверхности, необходимость предварительного нагрева перед нанесением на поверхность стали, совпадают с существенными признаками заявляемого способа.An oil bitumen coating obtained from bitumen after the stages of dehydration and oxidation in an oxidizing plant was chosen as a prototype. Such features of the prototype as a finished form that does not require mixing of components or mixing of the composition before application, hydrophobicity, the presence of oxygen atoms in the composition capable of adsorption on the active centers of the protected metal surface, the need for preheating before being applied to the steel surface, coincide with the essential features of the claimed way.
Технической задачей является разработка способа защиты трубопроводов от подземной коррозии посредством нанесения покрытий эмульгина на их поверхность. Эмульгин - это кубовые остатки производства алифатических аминов С10-С16, С15-С20, относится ко второму классу опасности. Эмульгин непожароопасен.The technical task is to develop a method for protecting pipelines from underground corrosion by applying coatings of emulsin to their surface. Emulgin is a distillation residue from the production of aliphatic amines C10-C16, C15-C20, belongs to the second class of hazard. Emulgin is non-flammable.
Данная техническая задача решается посредством оценки защитного действия покрытий эмульгина на поверхность углеродистой стали Ст3, рассчитанного по результатам коррозионных испытаний и электрохимических измерений на Ст3 в водных почвенных вытяжках при наличии и в отсутствие покрытия эмульгина на металлической поверхности. В качестве коррозионной среды использовали водные вытяжки из наиболее распространенных в Центральном федеральном округе РФ типов и подтипов почв и для сравнения 0,5 Μ раствор хлорида натрия.This technical problem is solved by evaluating the protective effect of emulsin coatings on the surface of carbon steel St3, calculated based on the results of corrosion tests and electrochemical measurements on St3 in aqueous soil extracts in the presence and absence of emulsin coating on the metal surface. As a corrosive medium, we used water extracts from the most common types and subtypes of soils in the Central Federal District of the Russian Federation and, for comparison, 0.5 Μ sodium chloride solution.
Сущность способа заключается в том, что не пожароопасный, твердообразный при комнатной температуре, гидрофобный, содержащий полярные группы с атомами азота эмульгин способен тормозить анодную электродную реакцию углеродистой стали за счет адсорбции полярной группы аминов на активных центрах металлической поверхности.The essence of the method lies in the fact that non-fire hazardous, solid at room temperature, hydrophobic, containing polar groups with nitrogen atoms, emulgin is capable of inhibiting the anodic electrode reaction of carbon steel due to the adsorption of the polar group of amines on the active centers of the metal surface.
Эмульгин - кубовые остатки производства высших алифатических аминов ОАО «Азот», г. Березняки. Эмульгин включает фракции высших алифатических аминов однонаправленного действия С10-С15 (57,6%) и С16-С20 (42,4%) с учетом аддитивного взаимодействия. Высшие алифатические амины - вещества 2-го класса опасности. Предельно допустимая концентрация эмульгина в воздухе рабочей зоны ПДКр.з.=1 мг/м3 [Авторское свидетельство №1385607. C10M 133/06//(C10M 133/06, 127:02) C10N 30:12. «Противокоррозионная присадка «Эмульгин» к маслам, зарегистрировано 01.12.1987].Emulgin - distillation residues of the production of higher aliphatic amines at JSC "Azot", Bereznyaki. Emulgin includes fractions of higher aliphatic amines of unidirectional action C10-C15 (57.6%) and C16-C20 (42.4%), taking into account the additive interaction. Higher aliphatic amines - substances of the 2nd hazard class. The maximum permissible concentration of emulsin in the air of the working area MPC r.z. = 1 mg / m 3 [Inventor's certificate No. 1385607. C10M 133/06 // (C10M 133/06, 127: 02) C10N 30:12. "Anticorrosive additive" Emulgin "for oils, registered on 01.12.1987].
Эмульгин, в состав которого входят аминогруппы с атомами азота, способными адсорбироваться на активных центрах защищаемой поверхности, эффективно подавляет электрохимическую коррозию стали, может солюбилизировать воду [Шубина А.Г. Высшие алифатические амины как полифункциональные компоненты антикоррозионных консервационных материалов на масляной основе. Автореферат дисс. канд. наук. Тамбов. 2001. 23 с., Поздняков А.П. Исследование полифункциональных свойств эмульгина как компонента антикоррозионных составов на масляной основе. Автореферат дисс… канд. химических наук. Тамбов. 1999. 23 с.], обладает значительной вязкостью и склонностью к структурированию в минеральных маслах.Emulgin, which contains amino groups with nitrogen atoms capable of being adsorbed on the active centers of the protected surface, effectively suppresses electrochemical corrosion of steel, can solubilize water [Shubina A.G. Higher aliphatic amines as multifunctional components of oil-based anticorrosive preservation materials. Abstract dissertation. Cand. sciences. Tambov. 2001.23 p., Pozdnyakov A.P. Investigation of the polyfunctional properties of emulsin as a component of oil-based anticorrosive compounds. Abstract dissertation ... cand. chemical sciences. Tambov. 1999. 23 S.], has a significant viscosity and a tendency to structure in mineral oils.
Для оценки защитной эффективности покрытий эмульгина проведены коррозионные и электрохимические исследования в почвенных водных вытяжках стали Ст3 при наличии и отсутствии этих покрытий на металлической поверхности. Для получения водных почвенных вытяжек навеску почвы 200 г помещали в дистиллированную воду 800 г и непрерывно перемешивали в течение 30 минут. Затем суспензию оставляли на сутки и впоследствии жидкость использовали в коррозионных и электрохимических исследованиях [ГОСТ 26483-85]. Коррозионные испытания в почвенных вытяжках и 0,5 Μ растворе хлорида натрия (раствор сравнения) проведены на образцах стали Ст3 (три образца на 1 точку) в течение 15 суток при комнатной температуре. Образцы Ст3 обрабатывали по 6 классу чистоты, обезжиривали этанолом, взвешивали на аналитических весах (m0). Посредством штангенциркуля определяли размеры образцов и рассчитывали площадь поверхности (S).To assess the protective efficiency of emulgine coatings, corrosion and electrochemical studies were carried out in soil water extracts of St3 steel in the presence and absence of these coatings on the metal surface. To obtain aqueous soil extracts, a 200 g sample of soil was placed in 800 g distilled water and stirred continuously for 30 minutes. Then the suspension was left for a day and subsequently the liquid was used in corrosion and electrochemical studies [GOST 26483-85]. Corrosion tests in soil extracts and 0.5 Μ sodium chloride solution (reference solution) were carried out on St3 steel samples (three samples per point) for 15 days at room temperature. Samples St3 were processed according to the 6th grade of purity, defatted with ethanol, and weighed on an analytical balance (m 0 ). Using a vernier caliper, the dimensions of the samples were determined and the surface area (S) was calculated.
Эмульгин нагревали на водяной бане и наносили окунанием на предварительно подготовленные образцы. Затем гравиметрически определяли толщину покрытия, которая в среднем достигала 250…270 мкм.Emulgin was heated in a water bath and applied by dipping onto previously prepared samples. Then the thickness of the coating was determined gravimetrically, which on average reached 250 ... 270 µm.
Скорость коррозии рассчитывали по формуле:The corrosion rate was calculated using the formula:
К=([(m0-m1)/(S⋅τ)]-N)⋅104,K = ([(m 0 -m 1 ) / (S⋅τ)] - N) ⋅10 4 ,
где τ - время, ч; m1 - масса образца через 15 суток экспозиции в водной почвенной вытяжке или 0,5 Μ растворе хлорида натрия после удаления покрытия эмульгина и продуктов коррозии (травильный раствор); N - скорость коррозии образца при перетраве чистого металла.where τ is time, h; m 1 is the mass of the sample after 15 days of exposure in an aqueous soil extract or 0.5 Μ sodium chloride solution after removing the coating of emulgin and corrosion products (pickling solution); N is the rate of corrosion of the sample during over-etching of pure metal.
Величину защитного действия покрытия эмульгина Ζ вычисляли по выражению:The value of the protective effect of the emulsin coating Ζ was calculated by the expression:
Ζ=[(К0-К1)/К0] 100%,Ζ = [(K 0 -K 1 ) / K 0 ] 100%,
где К0 и К1 - соответственно скорости коррозии в отсутствие и при наличии защитного покрытия.where K 0 and K 1 are, respectively, the corrosion rate in the absence and in the presence of a protective coating.
Стационарные потенциостатические поляризационные измерения проводили с шагом потенциала 20 мВ (комнатная температура, естественная аэрация) (потенциостат IPC-Pro) в трехэлектродной ячейке из стекла «Пирекс» с разделенным анодным и катодным пространством, контактирующим через шлиф. Потенциалы измерены относительно насыщенного хлорид-серебряного электрода сравнения и пересчитаны по н.в.ш. Рабочий электрод из стали Ст3 с горизонтальной рабочей поверхностью площадью 0,5 см2 армировали в оправку из эпоксидной смолы ЭД-5 с отвердителем полиэтиленполиамином, полировали без применения паст, обезжиривали ацетоном и сушили фильтровальной бумагой. Защитную пленку исследуемого состава с фиксированной толщиной формировали в течение 15 минут с последующей оценкой гравиметрическим методом. В качестве электролита - 0,5 Μ раствор хлорида натрия (раствор сравнения) или водная почвенная вытяжка. Выдержка 15 минут. Защитную эффективность по отношению к общей скорости коррозии стали определяли по формуле:Stationary potentiostatic polarization measurements were carried out with a potential step of 20 mV (room temperature, natural aeration) (IPC-Pro potentiostat) in a three-electrode Pyrex glass cell with a separated anode and cathode space in contact through the microsection. The potentials were measured relative to a saturated silver chloride reference electrode and recalculated according to n.v.sh. A working electrode made of steel St3 with a horizontal working surface of 0.5 cm 2 was reinforced in a mandrel made of ED-5 epoxy resin with a polyethylene polyamine hardener, polished without the use of pastes, degreased with acetone and dried with filter paper. A protective film of the test composition with a fixed thickness was formed within 15 minutes, followed by gravimetric evaluation. As an electrolyte - 0.5 Μ sodium chloride solution (reference solution) or aqueous soil extract. Exposure 15 minutes. The protective efficiency in relation to the overall corrosion rate of steel was determined by the formula:
Z=[(i0-i1)/i0] 100%,Z = [(i 0 -i 1 ) / i 0 ] 100%,
где Ζ - защитный эффект, %; i0 и i1 - ток коррозии, полученный из поляризационных кривых соответственно в отсутствие при наличии защитного покрытия. Для вычисления степени торможения анодного процесса Za в формулу подставляли величины анодных токов при наличии и в отсутствии покрытия при потенциале -0,20 В (н.в.ш.).where Ζ - protective effect,%; i 0 and i 1 - corrosion current obtained from the polarization curves, respectively, in the absence of a protective coating. To calculate the degree of inhibition of the anodic process Z a , the values of the anode currents were substituted into the formula in the presence and in the absence of a coating at a potential of -0.20 V (n.v.sh.).
Для приготовления водных вытяжек использовали образцы почв районов Тамбовской области (таблица 1) и образцы наиболее распространенных в Центральном федеральном округе ЦФО типов и подтипов почв (таблица 2).To prepare water extracts, we used soil samples from districts of the Tambov region (Table 1) and samples of the most common soil types and subtypes in the Central Federal District of the Central Federal District (Table 2).
Скорость коррозии стали 3 в выбранном в качестве раствора сравнения 0,5 Μ растворе NaCl несколько ниже, чем в любой из водных вытяжек из почв в отсутствие покрытия, а защитное действие покрытия эмульгина на Ст3 в этих же средах выше такового в 0,5 Μ растворе NaCl (таблицы 3 и 4). Это, видимо, связано с присутствием в водных вытяжках соединений азота и фосфора. Хотя растворимость соединений фосфора в воде снижена из-за наличия в вытяжках ионов кальция (таблицы 1 и 2). Соединения азота и фосфора, присутствующие в почве, могут выступать в роли синергетиков по отношению к компонентам эмульгина (алифатическим аминам), способным подавлять коррозию углеродистой стали в почвенном электролите.The corrosion rate of steel 3 in a 0.5 Μ NaCl solution selected as a reference solution is slightly lower than in any of the aqueous extracts from soils in the absence of a coating, and the protective effect of the emulsin coating on St3 in the same media is higher than that in a 0.5 Μ solution NaCl (tables 3 and 4). This is apparently due to the presence of nitrogen and phosphorus compounds in aqueous extracts. Although the solubility of phosphorus compounds in water is reduced due to the presence of calcium ions in the extracts (Tables 1 and 2). The nitrogen and phosphorus compounds present in the soil can act as synergists with respect to the emulsin components (aliphatic amines), which can suppress the corrosion of carbon steel in the soil electrolyte.
При наличии покрытий эмульгина на стали 3 в водных почвенных вытяжках происходит смещение потенциала коррозии стали Екор в анодную область по сравнению с таковым незащищенной Ст3 при прочих равных условиях. Это указывает на то, что эмульгин ведет себя как ингибитор анодного действия.In the presence Emulgin coatings on steel 3 in aqueous extracts of soil corrosion potential shift occurs steel E armature into the anode region as compared with that of the unprotected St3 ceteris paribus. This indicates that the emulgin behaves as an inhibitor of anodic action.
Защитное действие, рассчитанное при фиксированном анодном потенциале (-0,2 В), существенно выше такового при потенциале коррозии (40…90%). Защитное действие, рассчитанное при фиксированном анодном потенциале (-0,2 В), в ряде случаев приближается к 100% и практически не зависит от состава почвы, из которой приготовлена водная вытяжка. Это лишний раз указывает на то, что компоненты эмульгина выступают в роли ингибиторов анодного действия. Количественно величины защитного действия из данных коррозионных испытаний близки к таковым, рассчитанным из электрохимических измерений на стали под защитным покрытием эмульгина при фиксированном анодном потенциале.The protective effect, calculated at a fixed anode potential (-0.2 V), is significantly higher than that at a corrosion potential (40 ... 90%). The protective effect, calculated at a fixed anodic potential (-0.2 V), in some cases approaches 100% and practically does not depend on the composition of the soil from which the water extract is prepared. This once again indicates that the components of the emulsin act as inhibitors of the anodic action. Quantitatively, the values of the protective action from the data of corrosion tests are close to those calculated from electrochemical measurements on steel under a protective coating of emulgin at a fixed anodic potential.
Предложенный способ защиты трубопроводов от подземной коррозии посредством нанесения покрытий эмульгина на их поверхность является целесообразным, поскольку эмульгин - эффективный ингибитор анодного действия по отношению к подземной коррозии стали, гидрофобен, образует твердообразное покрытие и не пожароопасен.The proposed method of protecting pipelines from underground corrosion by applying coatings of emulsin to their surface is expedient, since emulgin is an effective inhibitor of anodic action in relation to underground corrosion of steel, is hydrophobic, forms a hard coating and is not fire hazardous.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020143662A RU2760782C1 (en) | 2020-12-28 | 2020-12-28 | Protective coating of steel pipeline against underground corrosion |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020143662A RU2760782C1 (en) | 2020-12-28 | 2020-12-28 | Protective coating of steel pipeline against underground corrosion |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2760782C1 true RU2760782C1 (en) | 2021-11-30 |
Family
ID=79174165
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020143662A RU2760782C1 (en) | 2020-12-28 | 2020-12-28 | Protective coating of steel pipeline against underground corrosion |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2760782C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2786285C1 (en) * | 2022-07-18 | 2022-12-19 | Федеральное государственное бюджетное научное учреждение "Всероссийский научно-исследовательский институт использования техники и нефтепродуктов в сельском хозяйстве" (ФГБНУ ВНИИТиН) | Method for obtaining an anticorrosive composition |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1832707A1 (en) * | 1990-08-06 | 1996-06-20 | Белорусское отделение Всесоюзного государственного научно-исследовательского и проектно-конструкторского института "ВНИПИэнергопром" | Anticorrosive coating for heat line tube |
| RU2188980C1 (en) * | 2001-05-29 | 2002-09-10 | Уфимский государственный нефтяной технический университет | Method of protecting underground pipelines and metal structures from corrosion |
| JP2006143815A (en) * | 2004-11-17 | 2006-06-08 | Meisei Ind Co Ltd | Anticorrosion coating for metal, anticorrosion coating, composite coating, and metal anticorrosion method |
| JP2018168455A (en) * | 2017-03-30 | 2018-11-01 | 日東電工株式会社 | Anticorrosion structure |
-
2020
- 2020-12-28 RU RU2020143662A patent/RU2760782C1/en active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1832707A1 (en) * | 1990-08-06 | 1996-06-20 | Белорусское отделение Всесоюзного государственного научно-исследовательского и проектно-конструкторского института "ВНИПИэнергопром" | Anticorrosive coating for heat line tube |
| RU2188980C1 (en) * | 2001-05-29 | 2002-09-10 | Уфимский государственный нефтяной технический университет | Method of protecting underground pipelines and metal structures from corrosion |
| JP2006143815A (en) * | 2004-11-17 | 2006-06-08 | Meisei Ind Co Ltd | Anticorrosion coating for metal, anticorrosion coating, composite coating, and metal anticorrosion method |
| JP2018168455A (en) * | 2017-03-30 | 2018-11-01 | 日東電工株式会社 | Anticorrosion structure |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2786285C1 (en) * | 2022-07-18 | 2022-12-19 | Федеральное государственное бюджетное научное учреждение "Всероссийский научно-исследовательский институт использования техники и нефтепродуктов в сельском хозяйстве" (ФГБНУ ВНИИТиН) | Method for obtaining an anticorrosive composition |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Ivušić et al. | Synergistic inhibition of carbon steel corrosion in seawater by cerium chloride and sodium gluconate | |
| Touir et al. | Study of phosphonate addition and hydrodynamic conditions on ordinary steel corrosion inhibition in simulated cooling water | |
| Al-Sodani et al. | Efficiency of corrosion inhibitors in mitigating corrosion of steel under elevated temperature and chloride concentration | |
| Nnanna et al. | Inhibition of mild steel corrosion in HCl solution by pentaclethra macrophylla bentham extract | |
| Salleh et al. | Corrosion inhibition of carbon steel using palm oil leaves extract | |
| Sobhi et al. | Chemical, electrochemical and morphology studies on methyl hydroxyethyl cellulose as green inhibitor for corrosion of copper in hydrochloric acid solutions | |
| Singh et al. | Corrosion and bacterial growth mitigation in the desalination plant by imidazolium based ionic liquid: Experimental, surface and molecular docking analysis | |
| Tasic et al. | The influence of chloride ions on the anti-corrosion ability of binary inhibitor system of 5-methyl-1H-benzotriazole and potassium sorbate in sulfuric acid solution | |
| Loto et al. | Inhibition effect of butan-1-ol on the corrosion behavior of austenitic stainless steel (Type 304) in dilute sulfuric acid | |
| Alao et al. | Insight into the anti-corrosive performance of Persea Americana seed extract as a high-efficiency and sustainable corrosion inhibitor for API 5 L X65 pipeline steel in 1 M HCl solution | |
| Sail et al. | Comparative behavior study of steel corrosion inhibition kinetics by three phosphate inhibitors with mass loss measurements | |
| Sherif | The role of corrosion inhibitors in protecting metallic structures against corrosion in harsh environments | |
| RU2760782C1 (en) | Protective coating of steel pipeline against underground corrosion | |
| Tang et al. | Synergistic effect between 4-(2-pyridylazo) resorcin and chloride ion on the corrosion of cold rolled steel in 1.0 M phosphoric acid | |
| Woollam et al. | Localized corrosion due to galvanic coupling between FeS-covered and uncovered areas: another oilfield myth? | |
| Alaoui et al. | Phosphate of aluminum as corrosion inhibitor for steel in H3PO4 | |
| Kahraman | Inhibition of atmospheric corrosion of mild steel by sodium benzoate treatment | |
| Omotosho et al. | Inhibition and mechanism of Terminalia catappa on mild-steel corrosion in sulphuric-acid environment | |
| Marušić et al. | Corrosion inhibition of bronze and its patina exposed to acid rain | |
| Amadeh et al. | The use of rare earth cations as corrosion inhibitors for carbon steel in aerated NaCl solution | |
| Batah et al. | Electrochemical and thermodynamic study of the inhibitory efficacy of Methanol extracts of the Rind and Leaves of Grapefruit plant on the corrosion of carbon steel in an acidic medium | |
| Thanawala et al. | Smart anti-corrosive self-healing coatings using halloysite nanotubes as host for entrapment of corrosion inhibitors | |
| RU2760783C1 (en) | Protective coating of steel pipeline against underground corrosion | |
| Upadhyay et al. | Environmental humidity influence on a topcoat/Mg-rich primer system with embedded electrodes | |
| Kulkarni | A review on studies and research on corrosion and its prevention |