CC BY
54
УДК 620.194.22
Факторы развития и возможности мониторинга дефектов типа КРН на трубопроводах
000 «Газпром трансгаз Самара»
А.В. Афанасьев1, Д.В. Савин1*, Д.Н. Бельков1, Д.В. Комаров1, И.В. Щербо1, С.А. Холодков1
1 Инженерно-технический центр - филиал ООО «Газпром трансгаз Самара», Российская Федерация, 443105, Самарская обл., г. Самара, пр-т Юных Пионеров, д. 145 * E-mail: D.Savin@samaratransgaz.gazprom.ru
Тезисы. В работе рассмотрены факторы образования и развития дефектов типа КРН, выявленных при обследовании и ремонте участка линейной части магистрального газопровода. Газопровод выполнен из стальных труб контролируемой прокатки большого диаметра с преобладанием труб производства Харцызского трубного завода. Описана связь между геометрическими параметрами дефектов, позволяющая оценивать глубины трещин по внешним параметрам. Механические испытания циклическим нагружением образцов, содержащих трещины, засвидетельствовали, что без воздействия коррозионной среды прироста трещин не было (по данным об эксплуатации участка за последние 11 лет). Микрорентгеноспектральный анализ металла и продуктов коррозии показал отсутствие следов влияния сероводорода и неметаллических включений (сульфидов) на процесс развития КРН в данном конкретном случае. Организации, эксплуатирующей названный газопровод, рекомендовано учитывать результаты работы при составлении плана ремонтных работ.
На текущий момент более трети (36 %) аварий на магистральных газопроводах (МГ) Единой системы газоснабжения (ЕСГ) ПАО «Газпром» происходит в результате развития дефектов стресс-коррозии, или коррозионного растрескивания под напряжением (КРН). В мировой практике среди всех остальных причин аварий МГ этот вид повреждения трубопроводов имеет наибольший удельный вес [1-3]. В то же время по мере совершенствования средств диагностики с каждым годом растет количество вновь выявляемых дефектов типа КРН. Так, если ранее методами внутри-трубной дефектоскопии (ВТД) магнитными снарядами выявлялись около 2000 КРН-дефектов в год, то сейчас с применением электромагнитоакустических снарядов этот показатель доходит до 10000 дефектов в год [4]. Большое количество дефектов типа КРН выявляется методами неразрушающего контроля (НК) в шурфах и при капитальном ремонте. При этом независимо от метода контроля в абсолютном большинстве случаев (почти 92 %) измеренная глубина дефекта составляла менее 10 % от толщины стенки трубы [5, 6].
По оценке экспертов, более чем на миллионе трубных секций уже выявлены либо с большой вероятностью будут выявлены при ближайших обследованиях КРН-трещины различной глубины [7-9]. Ремонт заменой даже небольшой части этих труб приведет к снижению общего объема капитального ремонта линейной части ЕСГ за счет удельных удорожаний ремонтов отдельных участков [10-12]. При этом степень опасности дефектов глубиной менее 10...15 % толщины стенки многими исследователями определяется как незначительная при условии ограничения доступа к ним коррозионной среды [13, 14].
Существуют методы ремонта полимерной изоляции трубопроводов, которые на протяжении длительного времени не позволяют трещинам развиваться и угрожать надежности МГ [15, 16]. Однако методов точной оценки глубины КРН-трещин не разработано, а факторы, влияющие на распределение КРН-дефектов на протяженных участках при проведении капитального ремонта, не всегда рассматриваются системно. Поэтому развитие системных методов борьбы с негативными проявлениями стресс-коррозии в форме аварий (идентификация, оценка
Ключевые слова:
стресс-коррозия, неметаллические включения, циклические испытания, продукты коррозии, влияние серы и циклических нагрузок на коррозию, геометрические параметры трещин.
и целенаправленное удаление при ремонте изоляции только тех дефектов, что могут в обозримом будущем привести к аварии) является актуальной задачей. Так, в целях определения факторов, влияющих на распределение и скорость роста КРН-дефектов при эксплуатации МГ, а также установления параметров, позволяющих наиболее точно оценить глубину КРН-трещин, исследован МГ условным диаметром 1400 мм.
Методика исследований
Для подробного изучения факторов КРН выбран участок МГ протяженностью 25 км согласно следующим критериям:
1) обнаружение при эксплуатации средствами ВТД дефектов типа КРН, подтвержденных дополнительным диагностическим контролем в шурфах;
а также наличие
2) на участке труб различного сортамента и разной конструкции в сходных внешних условиях;
3) данных о цикличности нагружения внутренним давлением за длительный период эксплуатации;
4) актуальных результатов отбраковки труб (100%-ный поверхностный НК) при капитальном ремонте участка;
5) данных детального электрометрического обследования топографических и геодезических изысканий.
На участке планировалось оценить цикличность работы за длительный период эксплуатации, сравнить данные ВТД и результаты отбраковки при грядущем капитальном ремонте (100%-ный НК поверхности труб), сопоставить электрометрический и физический профили участка с реальным распределением дефектов типа КРН. Для проведения комплекса лабораторных исследований из отбракованных труб отобраны 15 образцов, на которых впоследствии были выделены и описаны 157 трещин (рис. 1).
Поверхности образцов полировались, выбирались наибольшие трещины в колонии, измерялись их длина и ширина. Затем образец разрезался, и методом прямого замера на поперечном шлифе проводился контроль глубины трещин.
Для того чтобы определить влияние циклической нагрузки на развитие дефектов типа КРН в трассовых условиях при исключении доступа к трещинам коррозионной среды, проведены циклические испытания четырех модельных образцов в условиях 4-точечного нагру-жения согласно принятой отраслевой методике [17]. Для обоснования выбора циклических режимов испытания на базе данных из журнала регистрации режимов эксплуатации на рассматриваемом участке построен весь спектр колебаний давления за 11 лет эксплуатации. Определено среднеарифметическое значение давления Рсред = 5,84 МПа, и выделены циклы с наибольшими отклонениями. За рассматриваемый период эксплуатации участок 18 раз испытал нагрузку и разгрузку с максимальным отклонением от Рсред в диапазоне 17.. .35 %.
В полном спектре колебаний выделен интервал протяженностью Т, внутри которого анализировались верхний и нижний полупериоды. В них выделены циклы с наибольшими отклонениями амплитуды от Рсред, равными от 2 до 11 % рабочего давления Рра6. Произведен расчет параметров циклических процессов изменения давления в каждом полупериоде. По результатам анализа режимов эксплуатации указанного участка МГ установлено, что в течение 1 года он испытывает относительно Рсред следующее количество циклов перепада давления: 30 пульсационных с амплитудой в диапазоне 2.11 % Рраб; два значительных цикла с амплитудой в диапазоне 17.35 % Рраб.
Исходя из выполненного анализа для проведения испытаний модельных образцов выбран наиболее консервативный режим на-гружения, моделирующий работу МГ в течение 20 лет эксплуатации в реальных условиях.
Рис. 1. Примеры отобранных из газопровода образцов, содержащих трещины типа КРН
Рис. 2. Модель симметричной полуэллиптической трещины:
к - глубина дефекта; а - полудлина дефекта; 5 - толщина стенки трубы
Интервал изменения нагрузки - от 1,1 МПа до максимально разрешенного на участке МГ Рраб = 7,4 МПа, что характеризуется коэффициентом асимметрии цикла R = 0,15. Общее количество циклов рассчитано как произведение общего количества всех типов циклов, испытываемых МГ за год, и планируемого интервала эксплуатации, равного 20 годам. Таким образом, режим нагружения модельных образцов определен как ступенчатый: в три ступени с изменением нагрузки каждые 640 циклов.
Для мониторинга состояния стресс-коррозионных трещин на каждом образце выбрана одна контрольная трещина, фотоизображения которой фиксировались при помощи металлографического микроскопа перед началом испытаний, после 2-й ступени, а также в конце 3-й ступени испытаний. Контроль проводился относительно начального состояния программным способом: путем измерения количества пикселей в изображении вдоль линии, соединяющей начало и конец трещины.
Трещины, шлифы и раскрытые коррозионные трещины исследовались методами электронной микроскопии и микрорентгеноспек-трального анализа. Проводился микрорентге-носпектральный анализ поэлементного состава продуктов коррозии, и строились карты распределения элементов по поверхности разрушения. Фрактографический и микроскопический анализ поверхности трещин в образцах проводили на растровом электронном микроскопе TESCAN с программным обеспечением VEGA при увеличениях до 4 тыс. крат [18].
Спектральный анализ для определения количественного химического состава элементов проводился при помощи входящей в состав микроскопа энергодисперсионной приставки INCAx-act фирмы OXFORD в соответствии
с ISO 15632:2002. Идентификацию характера разрушения по рельефу поверхности проводили согласно РД 50-672-881.
Для создания основы методики определения глубины дефектов типа КРН по внешним проявлениям опробован метод конечно-элементного моделирования. Согласно расчетной методике постановка задачи подразумевает моделирование поверхностных трещинопо-добных дефектов на трубах под давлением. Традиционно в отечественной и зарубежной практике при отсутствии полноты информации о дефекте, а также для упрощения расчетных методик дефекты типа КРН принято аппроксимировать трещиной симметричной полуэллиптической формы. Такая модель является двухпараметрической, геометрия описывается двумя размерами - длинами полуосей эллипса (рис. 2). Расчетную схему дефекта можно составить, зная лишь его длину и глубину.
Данная модель трещины широко распространена и имеет примеры автоматизации. Так, в современной версии программного комплекса Ansys существует специализированный модуль (Semi-Elliptical Crack), позволяющий параметрически генерировать дефекты трещин. Однако при такой постановке предполагается отсутствие раскрытия трещины в начальный момент времени, что не отвечает требованиям проектирования и не соответствует задачам оценки и мониторинга имеющихся дефектов в уже построенных газопроводах. Для рассмотрения трещин с имеющимся начальным раскрытием использована доработанная модель симметричной полуэллиптической трещины (рис. 3).
1 См.: РД 50-672-88. Методические указания. Расчеты и испытания на прочность. Классификация видов
изломов металлов / введ. 01.07. Í ВНИИГАЗ, 2010. - 56 с.
М.: Газпром
Плоскость трещины
Плоскость раскрытия трещины
Начальное раскрытие трещины
Рис. 3. Модель симметричной полуэллиптической трещины с заданным значением Ь0 начальной ширины раскрытия трещины
Геометрия трещины создавалась вручную с необходимым значением Ь0. Рабочая плоскость и поперечное сечение трещины в плоскости ее раскрытия представляют собой полуэллипсы. Сетка конечных элементов искусственно сгущена в области воздействия трещины на тело трубы. Конечно-элементная модель сегмента трубы с трещиной включала в среднем от 85 до 300 тысяч элементов различного порядка. В расчетах использованы следующие граничные условия:
• параметр К = Ь0/к = 0,06;
• геометрия дефекта описана математической моделью симметричной полуэллиптической трещины с начальным раскрытием;
• трещины с различными сочетаниями параметров размещались на сегменте трубопровода диаметром 1420 мм (5 = 17,5 мм);
• условия симметрии задавались по граничным поверхностям сегмента трубы;
• в качестве основной нагрузки использовалось приложенное на внутреннюю поверхность сегмента трубы постоянное Рраб.
В расчетах варьировались следующие параметры:
• 2а = 5.75 мм, Ь0 = 0,1.1,0 мм;
• к = 1,67.16,67 мм;
• Рраб = {7,4; 5,4; 4,4; 3,9} МПа.
Моделирование развития и роста трещины
с течением времени при постановке расчетной
задачи не учитывалось. В то же время в статической постановке анализировалась величина «дораскрытия» трещины вследствие текущего давления. Измерение ширины итогового раскрытия рассматриваемых трещин Ь проводилось через анализ положения датчиков - контрольных узлов, размещенных в центральном сечении трещины (рис. 4).
Результаты и обсуждение
Плотность распределения дефектов типа КРН, обнаруженных НК при капитальном ремонте, более чем в 97 раз превысила ожидаемую по результатам ВТД. Средняя плотность КРН-дефектов на трубах одношовной конструкции (импортного производства) в 50 раз меньше, чем на трубах Харцызского трубного завода (ХТЗ). Отмечена предрасположенность к образованию стресс-коррозионных повреждений вблизи продольного сварного шва. Дефекты типа КРН максимальной глубины (до 0,365) также обнаружены на трубах ХТЗ.
Плотность распределения КРН-дефектов максимально коррелирует с количеством труб ХТЗ в раскладке, в то время как зафиксированные характеристики внешней среды, а именно значение электрического сопротивления грунта и перепады высоты по профилю участка, существенного влияния на распределение дефектов не оказывают.
Ь
и
□ контрольные точки для измерения перемещений узлов Рис. 4. Схема измерения ширины итогового раскрытия трещины
Рис. 5. Микроисследования шлифов трещин разной глубины: к = 1 мм (а, х60); к = 2,5 мм (б, х200). Ь-2, Ь-3, с-8 - направления ориентации шлифа в образце; Ь - среднее значение раскрытия трещины в серии замеров
Всего на участке отбраковано более 13,5 км труб, из них более 11,5 км (>85%)-по причине КРН. В общей сложности свыше 58 % всех обследованных на 25 км двухшовных труб производства ХТЗ забракованы по причине КРН. Для одношовных труб, в том числе импортных, процент отбраковки по причине КРН составил всего 7 %.
Большинство обнаруженных при НК дефектов (> 92 %) имеют глубину менее 0,15, что ниже порога выявляемости магнитных вну-тритрубных снарядов. Поэтому необнаруженные дефекты типа КРН могут присутствовать на других участках газопровода, а обследование более совершенными внутритрубными
снарядами или НК в шурфах (например, при переизоляции) с большой вероятностью их выявит.
Замер Ь проводился с точностью ±0,01 мм при помощи измерительной лупы. При этом абсолютная предельная погрешность составила -0,0146...+0,017 мм, относительные погрешности Д; = 28 %, Д2 = 24 %.
По результатам исследований установлено, что между основными внешними параметрами существуют зависимости: 2а:Ь = 10:1; Ьк = 0,06:1. Так, Ь = 0,06 мм при к = 1.1,5 мм; Ь = 0,12 мм при к = 2.2,5 мм (рис. 5).
Согласно массиву изменяемых параметров, для каждого значения Рраб в газопроводе
составлена матрица численных экспериментов. Численные эксперименты кодировались трехэлементным шифром: первый элемент слева определяет Рраб (1 или 4 для 7,4 или 3,9 МПа соответственно), центральный элемент обозначает длину трещины (1 для 2а = 5 мм, 15 для 2а = 75 мм), последний элемент справа - ширину трещины (1 для Ь = 0,1 мм, 19 для Ь = 1,0 мм).
Путем анализа полученных результатов установлено, что с увеличением Рраб итоговое раскрытие трещины возрастает, трещина раскрывается более интенсивно. Так, для трещины глубиной 11,2 мм прирост раскрытия при давлении 7,4 МПа по сравнению с отсутствием давления составляет 0,12 мм (рис. 6).
Параметр К, связывающий значения Ь и к, при увеличении Рраб возрастает по полиномиальному закону (рис. 7).
Установлена зависимость раскрытия трещины от ее длины: так, для установившегося давления с увеличением а итоговое раскрытие трещины возрастает. Например, при к = 11 мм большее раскрытие получит трещина большей длины (рис. 8).
После проведения циклических испытаний, которые контролировали металлографическим способом (рис. 9), оказалось, что в отсутствие коррозионной среды стресс-коррозионная трещина сохранила первоначальное состояние после всех ступеней испытаний.
2 1,0 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1
Л0,1 2 мм
Р МПа: раб' — 0 - — 3,9 — 4,4 - — 5,4 7,4 | 1
1
11
13
15
17
к, мм
Рис. 6. Зависимость ширины раскрытия трещины длиной 50 мм от ее глубины
« 0,071 0,069 0,067 0,065 0,063 0,061 0,059
Р МПа:
раб'
— 3,9
— 4,4
— 5,4
— 7,4
1 3 5 7 9 11 13
Рис. 7. Зависимость параметра К от глубины трещины длиной 50 мм
15 17
к, мм
2a, мм: 70 60 50 40 30 20 10 5
« m
w
0,1 3 мм mk
M m
pi1
1 3 5 7 9 11 13 15 17
к, мм
Рис. 8. Зависимость ширины раскрытия трещины от ее длины при давлении 7,4 МПа
File Edit Font Results
¡Mean I Angle |Lejigtfi |
1 106 151 -117.292 286 021
2 104.792 -117.19S 284.690
3 105.432 -117.375 116
Рис. 9. Результаты пошагового измерения глубины трещины в модельных образцах: а - основного металла; б - с продольным сварным швом
Отсутствуют новые трещины-ответвления и другие изменения в морфологии вершины трещины. Таким образом, на протяжении циклов нагрузки-разгрузки в рамках трехступенчатых испытаний в режимах работы реального участка МГ развития стресс-коррозионных трещин не произошло.
Десять трещин были принудительно раскрыты избыточным усилием, чтобы появилась возможность исследовать излом. Анализ поверхности разрушения при небольших увеличениях показал, что вверху трещины полностью заполнены окислами. Туда во время эксплуатации трубопровода постоянно проникал почвенный рассол, окисляя внутренние поверхности трещин. Также образовавшиеся окислы расклинивали
и деформировали внутреннюю поверхность. Микрорентгеноспектральный анализ поэлементного состава продуктов коррозии подтвердил, что трещины полностью заполнены окислом, распределение различных элементов по поверхности разрушения представлено на картах (рис. 10-12), согласно которым явных границ раздела фаз не выявлено. Продукты коррозии равномерно распределены внутри трещин. Изображения в спектрах железа, кислорода, углерода (см. рис. 10б,в,д; 11в,г; 12б) однородные, равнояркие, что говорит либо о монофазности излома окисла, либо о равномерной смеси нескольких фаз. Предположительно продукты коррозии либо имеют однородный состав Ре203, либо это смесь Ре203+РеС03.
Рис. 10. Карты распределения элементов: а - электронное изображение; б - углерод; в - кислород; г - марганец; д - железо
а б в г д
Рис. 11. Карты распределения элементов в стресс-коррозионной трещине: а - электронное изображение; б - марганец; в - железо; г - углерод; д - сера
абвг Рис. 12. Карты распределения элементов в стресс-коррозионной трещине: а - электронное изображение; б - железо; в - сера; г - марганец
С целью определения влияния металлургических примесей и добавок на развитие трещин поверхности шлифов картировались также в спектрах серы и марганца (см. рис. 10г; 11б,д; 12,в,г). В силу ограничений метода данные спектрометрии не использовались для количественной оценки соотношения кислорода и углерода в продуктах коррозии и в основном
металле. Задачи картирования сводились к определению мест локального повышенного содержания отдельных химических элементов, соответствующих неметаллическим включениям, и последующему их детальному анализу в случае выявления их влияния на процесс разрушения материала. Повышенного содержания серы в продуктах по сравнению
с металлом образца коррозии отмечено не было (см. рис. 11д; 12в). Об этом свидетельствует различная яркость изображения спектра элементов при переходе с неповрежденного металла в трещину. Видны пониженное содержание железа и марганца и повышенное содержание кислорода и углерода в продуктах коррозии (см. рис. 10б,в,г,д; 11б,в,г; 12б,г). Изображения в спектрах марганца и серы равнояркие и однородные как в сечении неповрежденного металла, так и в сечении трещины. В некоторых образцах можно даже констатировать пониженное содержание серы в продуктах коррозии за исключением локальных мест (см. рис. 12).
Так, совпадение повышенной концентрации марганца и серы на некоторых участках карты (см. рис. 12в,г) говорит о том, что в этом месте присутствует сульфидное неметаллическое включение. Как видно на электронном изображении, это неметаллическое включение не является источником развития разрушения. В остальной трещине содержание серы не превышает содержания серы в металле образца, а общая загрязненность материала серой не выходит за рамки технических требований.
Исходя из полученных в результате исследований данных можно предположить сценарий развития в МГ дефектов типа КРН. При строительстве трубопровода использовались пленочные изоляционные материалы трассового нанесения, которые со временем склонны к разрушению. В ходе эксплуатации трубопровода на изоляционном покрытии в некоторых местах появились гофры и карманы, в которые проникал коррозионно-активный почвенный электролит. В дальнейшем эти язвы продолжили свой рост и стали концентраторами механических напряжений, возникающих в стенке трубопровода. Источником этих напряжений являлись постоянные пульсации давления от работающих газоперекачивающих агрегатов и колебаний температуры газа из-за нестационарного режима работы компрессорной станции.
В результате действия напряжений в концентраторах появились первые микродеформации, приведшие к образованию острых трещин. Далее трещины развивались скачками под воздействием эксплуатационных нагрузок. С точки зрения развития дефекта определяющее значение имел непрекращающийся процесс коррозии, стимулируемый постоянным притоком тепла вместе с транспортируемой средой. Почвенный рассол продолжал
проникать в трещины, вымывать продукты коррозии и доставлять к вершине порции нового электролита.
Анализ эффективности различных методов НК показал, что колонию трещин можно выявить всем доступными массовыми методами, применяемыми в настоящее время в нефтегазовой отрасли. Но для повышения эффективности диагностики дефектов типа КРН необходимо учитывать и отслеживать факторы, повышающие предрасположенность участков к данному виду разрушения.
На появление трещин могут оказывать влияние многие технологические факторы, присутствующие на различных этапах жизненного цикла изделия, а именно:
• на этапе производства труб - загрязнение металла трубы вредными примесями, наличие в стенке трубы остаточных напряжений после ее изготовления;
• не этапе строительства трубопровода - повышенные напряжения в стенке трубопровода как следствие недостатков проектирования и строительно-монтажных работ, непроектное положение трубы в траншее, незапланированные движения грунтов, сварочные напряжения;
• на этапе эксплуатации - нестационарная работа трубопровода с постоянными пульсациями значений давления и температуры перекачиваемой среды, коррозионная активность грунта заложения трубопровода и качество противокоррозионной изоляции.
Выводы
Морфология выявленных дефектов соответствует современным представлениям о дефектах типа КРН: это дефекты, идентифицированные как трещины на дне коррозионных язв. Они группируются в колонии, по мере роста ориентируются вдоль оси трубы, ветвятся по сечению и имеют тенденцию к слиянию.
Влияние серы и ее соединений на процесс стресс-коррозии в данном случае не является значимым фактором, так как повышенного содержания серы в продуктах коррозии обнаружено не было. Фазовый состав продуктов коррозии внутри трещин однородный по сечению трещины. Границ раздела фаз и участков, резко отличающихся химическим составом, обнаружено не было.
Следов превалирующего влияния на процесс коррозии примесей и неметаллических
включений также обнаружено не было. Структура металла однородная, соответствует структуре прокатки.
Установлено, что между шириной раскрытия и длиной КРН-трещин существует корреляция. Простое статистическое обобщение показало, что отношение длины трещины к ширине ее раскрытия можно описать как 10:1, а ширины к глубине - как 0,06:1. Поскольку большинство КРН-трещин в исследуемых образцах однотипны по своему происхождению, размерам и морфологии, можно говорить, что подобная закономерность верна в данном конкретном случае КРН.
Пленочная изоляция трассового нанесения не обеспечивает долгосрочной защиты тела трубы от дефектов типа КРН. По прошествии лет вследствие движения грунта и деградации покрытия в ней образуются гофры и карманы, которые собирают почвенную влагу, что создает условия для развития коррозионных поражений. В дальнейшем при наличии соответствующего напряженного состояния именно от них могут начать свой рост трещины. Применяемые на вновь строящихся и отремонтированных трубопроводах изоляционные покрытия должны обеспечивать долгосрочную надежную защиту тела трубы от коррозионных воздействий в условиях эксплуатации газопроводных труб.
Основными поддающимися выявлению факторами распределения стресс-коррозии при прочих равных условиях являются технологические особенности трубных материалов, заложенные в изделие при производстве. Предположительно, это степень локальной пластической деформации и количество переходов при формовке трубы из листового материала, а также соблюдение термического и скоростного режимов сварки продольного шва двухшовных труб. Для подтверждения данного
предположения необходимо провести оценку остаточных напряжений в стенке трубы, пораженной КРН, и составить их карту.
При работе участка МГ наличие коррозионной среды является необходимым условием для разрушения стенки трубопровода по причине развития дефекта типа КРН.
Подтверждения
Наличие эмпирической зависимости необходимо проверить на большой статистической выборке и связать при помощи математического аппарата наружные проявления КРН (длины трещин и их раскрытия) с глубиной стресс-коррозионного поражения. Это позволит достаточно точно описать рост трещины и скорость ее распространения. Также можно построить ее математическую модель и вычислить остаточный ресурс трубопровода при заданных нагрузках с привлечением метода конечных элементов.
Подобный подход сделает более безопасным повторное использование двухшовных труб производства ХТЗ при капитальном ремонте газопровода, которое допускается только после всесторонней оценки каждой трубы. В ООО «Газпром трансгаз Самара» апробирована и используется при определении степени опасности каждого конкретного дефекта методика оценки статической прочности участков линейной части МГ с колониями коррозионных трещин. Если при обследовании дополнять НК оценкой внешних параметров трещин, а расчет выполнять по наибольшему из определенных разными методами значению глубины трещины, то оценка опасности стресс-коррозионных трещин станет точнее. Эксплуатирующим газопроводы организациям рекомендуется учитывать изложенные в статье результаты исследований при составлении плана ремонтных работ.
Список литературы
1. Алимов С.В. Концепция диагностирования и ремонта магистральных газопроводов
в регионах с высокой предрасположенностью к стресс-коррозии / С.В. Алимов, А.Б. Арабей, И.В. Ряховских и др. // Газовая промышленность. - 2015. - № S (724). -С. 10-15.
2. Cheng Y.E. Stress corrosion of pipeline /
Y.F. Cheng. - Hoboken: John & Sons Publishing, 2013. - 257 c.
3. King F. Stress corrosion cracking of carbon steel used fuel containers in a Canadian deep geological repository in sedimentary rock: report № NWMO TR-2010-21 / F. King. - Toronto, Canada: NWMO, 2010. - 34 c.
4. Михайлов А.И. Выявление КРН комбинированными магнитоакустическими внутритрубными дефектоскопами /
А.И. Михайлов. - https://vniigaz.gazprom.ru/d/ textpage/d3/467/11_vniigaz_ssc_2017_mihailov.pdf
5. Ryakhovskikh I. Stress corrosion cracking
of pipeline steel in near-neutral pH environment / I. Ryakhovskikh, R. Bogdanov, T. Esiev, etc. // Proc. of Materials Science and Technology Conference and Exhibition 2014. - С. 807-814.
6. Perlovich Y.A. Effect of layerwise structural inhomogeneity on stress-corrosion cracking
of steel tubes / Y.A. Perlovich, O.A. Krymskaya, M.G. Isaenkova, et al. // IOP Conference Series: Materials Science and Engineering. -2016. - Т. 130: Proc. 10th International School-Conference on Materials for Extreme Environment (MEEDPA 10): Development, Production and Application, 19-23 October 2015, Moscow, Russia. - С. 61-65.
7. Zaitsev A.I. Structural factors governing main gas pipeline steel stress corrosion cracking resistance / A.I. Zaitsev, I.G. Rodionova, O.N. Baklanova,
et al. // Metallurgist. - 2013. - Т. 57. - № 7-8. -С. 695-706.
8. Linton V. Strategies for the repair of stress-corrosion cracked gas transmission pipelines: assessment of the potential for fatigue failure of dormant stress-corrosion cracks due to cyclic pressure service / V. Linton, E. Gamboa, M. Law // Journal of pipeline engineering. - 2007. - Т. 6. -№ 4. - С. 207-217.
9. Marewski U. UKOPA/GP/009. Near neutral
pH and high pH stress corrosion cracking: industry good practice guide / U. Marewski, M. Steiner. -Ambergate, Derbyshire: UK onshore pipeline operators' association, 2016.
10. Gintten M. An integrated approach to the integrity management of stress corrosion cracking in pipelines: a case study / M. Ginten, T. Penney, I. Richardson, et al. // Proc. of Rio Pipeline Conference & Exposions, September 24-26, 2013. - 2014.
11. Арабей А.Б. Исследование возможности длительной эксплуатации труб
с незначительными стресс-коррозионными повреждениями / А.Б. Арабей, О.Н. Мелёхин, И.В. Ряховских и др. // Вести газовой науки: Повышение надежности магистральных газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением. -М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2016. - № 3 (27). -С. 4-11.
12. Агиней Р.В. Исследование геометрических параметров и особенностей расположения стресс-коррозионных повреждений
на магистральных газопроводах / Р.В. Агиней, С.С. Гуськов, В.В. Мусонов и др. // Вести газовой науки: Повышение надежности магистральных газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2016. -№ 3 (27). - С. 102-107.
13. Bogdanov R.I. Effect of hydrogen peroxide
on crack growth rate in X70 pipeline steel in weak acid solution / R.I. Bogdanov, A.I. Marshakov, V.E. Ignatenko // Corrosion Engineering Science and Technology. - 2017. - Т. 52. - № 4. -С. 294-301.
14. Chen W. Transgranular crack growth in the pipeline steels exposed to near-neutral pH soil aqueoussolutions: the role of hydrogen /
W. Chen, R. Kania, R. Worthingham, et al. // Acta Materialia. - 2009. - Т. 57. - № 20. -С. 6200-6214.
15. Arabey A.B. Studying the possibility of long-term operation of pipes with insignificant SCC / A.B. Arabey, O.N. Melekhin, O.V. Burutin,
et al. // 3R International. - 2017. - № 01-02. -С. 104-110.
16. Perlovich Y. Effect of layer-by-layer texture inhomogeneity on the stress corrosion of gas steel tubes / Y. Perlovich, O. Krymskaya, M. Isaenkova, et al. // Materials Science Forum. - 2017. -
Т. 879. - С. 1025-1030. - DOI: 10.4028/ www.scientific.net/MSF. 879.1025.
17. Патент 2582911 РФ. Способ испытания трубных сталей на коррозионное растрескивание под напряжением /
А.Б. Арабей, И.В. Ряховских, Т.С. Есиев и др.; патентообладатель: ПАО «Газпром». - 2016.
18. Рид С. Дж Б. Электронно-зондовый анализ и растровая микроскопия / С. Дж Б. Рид. -М.: Техносфера, 2008. - 233 с.
Drivers of stress-corrosion cracking at the Gazprom Transgaz Samara LLC pipelines and capabilities to monitor these defects
A.V. Afanasyev1, D.V. Savin1*, D.N. Belkov1, D.V. Komarov1, IV. Shcherbo1, S.A. Kholodkov1
1 Technical Engineering Center - Subsidiary of the Gazprom Transgaz Samara LLC, Bld. 145, prospect Yunykh Pionerov, Samara, Samara region, 443105, Russian Federation * E-mail: D.Savin@samaratransgaz.gazprom.ru
Abstract. The article highlights drivers of stress-corrosion cracks discovered during inspection and repair of a linear section of a trunk gas pipeline. This pipeline was built of the controlled-rolled large-diameter steel pipes manufactured at the Khartsyzsk Pipe Plant. Authors describe relations between the geometrical parameters of cracks, which enables assessment of crack depth values by external parameters. Cyclic mechanical loading of pipe samples having cracks testified that without exposure of a corrosive medium the cracks had not been growing (according to data about site operation over last 11 years). X-ray microanalysis both of the pipe metal and the corrosion products showed in this particular case the zero influence of H2S and nonmetallic inclusions (sulphide) on the processes of stress corrosion development. The operator of the named pipeline was recommended to consider revealed results while planning repairs.
Keywords: stress corrosion, non-metallic inclusions, cyclic tests, corrosion products, effect of sulphur and cyclic loads on corrosion, geometry of cracks.
References
1. ALIMOV, S.V., A.B. ARABEY, I.V. RYAKHOVSKIKH, et al. The concept of diagnosis and repair of gas mains in regions with high susceptibility to stress corrosion cracking [Kontseptsiya diagnostirovaniya i remonta magistralnykh gazoprovodov v regionakh s vysokoy predraspolozhennostyu k stress-korrozii]. Gazovaya Promyshlennost. 2015, no. S2 (724), pp. 10-15. ISSN 0016-5581. (Russ.).
2. CHENG, Y.F. Stress corrosion cracking of pipelines. Hoboken, New Jersey: John Wiley & Sons, 2013.
3. KING, F. Stress corrosion cracking of carbon steel used fuel containers in a Canadian deep geological repository in sedimentary rock. Toronto, Ontario, Canada: Nuclear Waste Management Organization, 2010. NWMO TR-2010-21.
4. MIKHAYLOV, A.I. Recognition of stress-corrosion cracking using combined magnetoacoustic inline flaw detector [Vyyavleniye KRN kombinirovannymi magnitoakusticheskimi vnutritrubnymi defektoskopami] [online]. Available from: https://vniigaz.gazprom.ru/d/textpage/d3/467/11_vniigaz_ssc_ 2017_mihailov.pdf. (Russ.).
5. RYAKHOVSKIKH, I., R. BOGDANOV, T. ESIEV, etc. Stress corrosion cracking of pipeline steel in near-neutral pH environment. In: Proc. of Materials Science and Technology Conference and Exhibition 2014, pp. 807-814.
6. PERLOVICH, Y.A., O.A. KRYMSKAYA, M.G. ISAENKOVA, et al. Effect of layerwise structural inhomogeneity on stress-corrosion cracking of steel tubes. In: IOP Conference Series: Materials Science and Engineering. 2016, vol. 130: Proc. 10th International School-Conference on Materials for Extreme Environment (MEEDPA 10): Development, Production and Application, 19-23 October 2015, Moscow, Russia, pp. 61-65. (Russ.).
7. ZAITSEV, A.I., I.G. RODIONOVA, O.N. BAKLANOVA, et al. Structural factors governing main gas pipeline steel stress corrosion cracking resistance. Metallurgist. 2013, vol. 57, no. 7-8, pp. 695-706. ISSN 0026-0894.
8. LINTON, V., E. GAMBOA, M. LAW. Strategies for the repair of stress-corrosion cracked gas transmission pipelines: assessment of the potential for fatigue failure of dormant stress-corrosion cracks due to cyclic pressure service. Journal of pipeline engineering. 2007, vol. 6, no. 4, pp. 207-217. ISSN 1753-2116. (Russ.).
9. MAREWSKI, U., M. STEINER. UKOPA/GP/009. Near neutral pH and high pH stress corrosion cracking: industry good practice guide. Ambergate, Derbyshire: UK Onshore Pipeline Operators' Association, 2016.
10. GINTTEN, M., T. PENNEY, I. RICHARDSON, et al. An integrated approach to the integrity management of stress corrosion cracking in pipelines: a case study. In: Proc. of Rio Pipeline Conference & Exposions, September 24-26, 2013. 2014.
11. ARABEY, A.B., O.N. MELEKHIN, I.V. RYAKHOVSKIKH, et al. Studying a possibility of continuous service of pipes with minor stress-corrosion cracks [Issledovaniye vozmozhnosti dlitelnoy ekspluatatsii trub s neznachitelnymi stress-korrozionnymi povrezhdeniyami]. Vesti Gazovoy Nauki. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2016, no. 3 (27): Improving reliability of gas mains subject to stress corrosion cracking, pp. 4-11. ISSN 2306-8949. (Russ.).
12. AGINEY, R.V., S.S. GUSKOV, V.V. MUSONOV, et al. Investigation of dimensional properties and location of stress corrosion cracks in trunk gas pipelines [Issledovaniye geometricheskikh parametrov i osobennostey raspolozheniya stress-korrozionnykh povrezhdeniy na magistralnykh gazoprovodakh]. Vesti Gazovoy Nauki. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2016, no. 3 (27): Improving reliability of gas mains subject to stress corrosion cracking, pp. 102-107. ISSN 2306-8949. (Russ.).
13. BOGDANOV, R.I., A.I. MARSHAKOV, V.E. IGNATENKO. Effect of hydrogen peroxide on crack growth rate in X70 pipeline steel in weak acid solution. Corrosion Engineering Science and Technology. 2017, vol. 52, no. 4, pp. 294-301. ISSN 1478-422X.
14. CHEN, W., R. KANIA, R. WORTHINGHAM, et al. Transgranular crack growth in the pipeline steels exposed to near-neutral pH soil aqueoussolutions: the role of hydrogen. Acta Materialia. 2009, vol. 57, no. 20, pp. 6200-6214. ISSN 1359-6454.
15. ARABEY, A.B., O.N. MELEKHIN, O.V. BURUTIN, et al. Studying the possibility of long-term operation of pipes with insignificant SCC. 3R International. 2017, no. 01-02, pp. 104-110.
16. PERLOVICH, Y., O. KRYMSKAYA, M. ISAENKOVA, et al. Effect of layer-by-layer texture inhomogeneity on the stress corrosion of gas steel tubes. Materials Science Forum. 2017, vol. 879, pp. 1025-1030. DOI: 10.4028/www.scientific.net/MSF.879.1025 (2017). ISSN. 1662-9760.
17. GAZPROM PJSC. Method oftesting pipe steels for stress-corrosion cracking [Sposob ispytaniya trubnykh staley na korrozionnoye rastreskivaniye pod napryazheniyem]. Inventors: A.B. ARABEY, I.V. RYAKHOVSKIKH, T.S. YESIYEV, et al. 2016. RU 2582911. (Russ.).
18. REED, S.J.B. Electron microprobe analysis and scanning electron microscopy in geology [Elektronno-zondovyy analiz i rastrovaya mikroskopiya]. Translated from English. Moscow: Tekhnosfera, 2008. (Russ.).
