La prévention de la corrosion des pipelines en surface
La corrosion de Les pipelines souterrains Il est causé par l’action combinée d’ions corrosifs (Cl-, S2-), de CO2, de bactéries et d’oxygène dissous. L’oxygène dissous est un puissant oxydant ; il est facile d’oxyder les ions ferreux pour former des précipitations ; la relation entre l’oxygène dissous et le taux de corrosion est linéaire. Les bactéries réduisant l’oxygène dissous retrouveront l’oxygène dissous dans l’eau, ce qui peut provoquer des fissures induites par l’hydrogène dans les tuyaux et des fissures de corrosion due à la contrainte ; les produits de corrosion générés par le fer dissous sont difficiles à éliminer et se déposent sur la surface de l’acier ; ils sont peu résistants à l’oxydation et tombent facilement ; ils sont potentiellement dangereux car ils constituent une microbatterie active et une matrice d’acier, et continuent à produire de la corrosion sur le substrat métallique. Les bactéries saprophytes adhèrent au pipeline et provoquent une obstruction, ainsi que la formation de cellules d’oxygène concentré ; cela peut également provoquer une corrosion de la matrice métallique et des fissures dans le pipeline. Le mélange huile-eau dans le pipeline peut pénétrer dans le réservoir d’eaux usées après la séparation. Par conséquent, lors du choix des mesures anti-corrosion pour les pipelines souterrains dans les gisements pétrolifères, il convient de prendre en considération l’effet de protection, la difficulté de construction, le coût et d’autres facteurs. Certaines mesures anti-corrosion couramment utilisées pour les pipelines souterrains dans les gisements pétrolifères sont les suivantes :
Couverture
De nombreux revêtements anticorrosion sont appliqués sur les pipelines, et leur performance varie. Choisir les revêtements appropriés peut considérablement prolonger la durée de vie des pipelines. En fonction de l’environnement corrosif, des milieux de transport et d’autres conditions, il convient de choisir les revêtements appropriés. Le revêtement extérieur est la première et la plus importante barrière de la tuyauterie souterraine en acier, composé principalement de revêtements organiques et métalliques (ou de revêtements). Les revêtements organiques peuvent être divisés en résine époxy, époxy phénolique modifié, asphalte, goudron de houille et autres revêtements. Les résultats expérimentaux montrent que la surface du revêtement ne présente pas de bulles lors de l’immersion dans l’eau de mer et l’huile, et que le revêtement satisfait aux exigences de l’API RP 5L2 en matière d’adhérence et de test de décollement, ce qui indique que le revêtement présente une bonne adhérence. Le revêtement est chauffé à 250 °C pendant 30 minutes puis refroidi à température ambiante par de l’eau. La surface du revêtement ne présente pas de décollement, de fissuration, de bulles, de perte d’adhérence, etc., c’est-à-dire que le revêtement présente une bonne résistance à la chaleur. Selon les normes ASTM D522, ASTM D968 et d'autres normes visant à effectuer des essais de flexion et d'usure, la couche de revêtement présente également une bonne résistance à la flexion et à l'usure.
Protection cathodique
Il n’est pas facile de revêtir la surface intérieure des pipelines de petit diamètre (diamètre des tubes inférieur à 60 mm). Même si la couche de revêtement est réalisée à l’intérieur, il est difficile d’obtenir une surface libre de trous de 100% piques. De plus, la couche de paroi intérieure est souvent exposée à l’usure lors de l’utilisation, de sorte que l’utilisation de la protection cathodique peut efficacement réduire les perforations dues à la corrosion. La protection cathodique sacrificielle est la méthode de protection cathodique la plus ancienne, facile à utiliser et ne nécessitant pas d’alimentation électrique. Les matériaux d’anode sacrificielle utilisés couramment en Chine comprennent le magnésium, le zinc, l’aluminium et leurs alliages.
La tension de sortie de l’anode sacrificielle dépend de sa forme et de sa taille. Lors des essais en laboratoire sur le magnésium, le zinc et l’alliage d’aluminium ayant un potentiel cathodique (par rapport à l’électrode de référence en cuivre/sulfate de cuivre), trois types d’alliages sont conformes aux exigences de la spécification de la protection cathodique des stations pétrolières et gazées (le potentiel cathodique de protection est de 0,85 V ou plus). L’alliage d’anode en aluminium présente le meilleur effet de protection, tandis que l’alliage d’anode en magnésium et l’alliage d’anode en zinc sont moins performants.
Joint spécial
Cette jointure spéciale est conçue pour remédier aux dommages causés par la soudure des tuyaux après la mise en œuvre de la couche de revêtement. Les méthodes comprennent : l’utilisation d’un matériau isolant réfractaire et d’un revêtement à haute température ; ou l’utilisation d’une nouvelle forme de joint en céramique à haute température à isolation thermique, qui présente d’excellentes performances d’isolation thermique et de résistance à la corrosion, ainsi qu’une bonne résistance à la chaleur et une bonne résistance à la corrosion dans les variations brusques de température ; toutefois, son inconvénient est que sa résistance à la rupture et sa résistance à la pénétration sont faibles. Les essais de laboratoire montrent que, dans les conditions de variations brusques de température, la résistance à la rupture et la résistance à la pénétration de la jointure peuvent satisfaire aux exigences ; toutefois, dans le cadre de la garantie de la résistance et de la ténacité, l’épaisseur de la paroi de la jointure est trop importante et le changement de diamètre intérieur affecte la réalisation normale de la structure. pipelineL’utilisation de matériaux isolants réfractaires et de joints de revêtement à haute température peut répondre pleinement aux exigences d’utilisation.
