CC BY
41ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ
УДК 622.691.4.053
А.А. Алексеев1, e-mail: [email protected]; А.М. Большаков1, e-mail: [email protected]; А.С. Сыромятникова1, e-mait: [email protected]
1 Федеральное государственное бюджетное учреждение науки «Институт физико-технических проблем Севера им. В.П. Ларионова» Сибирского отделения Российской академии наук (Якутск, Россия).
Исследование коррозии газопровода в условиях Арктики
Объекты добычи, переработки природного газа и система магистральных газопроводов Республики Саха (Якутия) построены и функционируют в условиях арктической криолитозоны. Более 30 лет стабильная эксплуатация газопроводных систем обеспечивает жизнедеятельность населенных пунктов и промышленности республики. Однако общее техническое состояние оборудования и газопроводов ухудшается, их эксплуатационный ресурс исчерпывается. Одним из типов разрушения конструкций, оборудования и технических устройств при длительной эксплуатации является, в частности, коррозионное повреждение, наиболее характерное для регионов центральной и сибирской части и редкое в полярных областях России. В статье рассмотрен инцидент выброса газа в 2006 г. на участке магистрального подземного газопровода «Средневилюйское газоконденсатное месторождение - Ма-стахское газоконденсатное месторождение - Якутск - Покровск», обусловленный коррозионным повреждением эксплуатировавшейся с 1968 г. трубы 273,0 * 8,0 мм из стали СтЗсп с антикоррозионным покрытием из битумной мастики со стеклохолстом. При шурфовом обследовании газопровода по результатам визуально-измерительного контроля на основном металле газопровода обнаружены недопустимые дефекты в виде язвенной коррозии, свищей, скопления раковин и одиночных раковин, раковин глубиной до 7,0 мм. По результатам ультразвукового контроля толщины трубы фронтальной коррозии не обнаружено. В лабораторных условиях проведены металлографические и фрактографические исследования вырезанных образцов. Установлено, что повреждение газопровода произошло в результате почвенной коррозии язвами, развившейся по электрохимическому механизму из-за повреждения изолирующего слоя. Кроме того, коррозионные процессы были ускорены периодическим подтоплением участка грунтовыми водами, содержащими оксиды азота, аммиак и сероводород от сельхозудобрений. По результатам исследования проведены расчеты скорости коррозионного повреждения.
Ключевые слова: газопровод, повреждение, коррозия, разрушение.
A.A. Alexeev1, e-mail: [email protected]; A.M. Bolshakov1, e-mail: [email protected]; A.S. Syromyatnikova1, e-mail: [email protected]
1 Federal State Budgetary Institution of Science "Larionov Institute of the Physical-Technical Problems of the North of Russian Academy of Sciences" (Yakutsk, Russia).
Research of Corrosion of a Gas Pipeline under Arctic Conditions
The objects of mining and processing of natural gas and the system of gas pipelines of the Republic of Sakha (Yakutia) (Russian Federation) have been built and are functioning in the cryolithozone of the Arctic. For over 30 years, the stable operation of gas pipeline systems has ensured the livelihoods of settlements and industry of the Republic of Sakha (Yakutia). However, the general technical condition of equipment and gas pipelines is deteriorating, their operational life is exhausted. One of the types of fracture of structures, equipment and technical devices, with long-term operation is corrosion damage, characteristic and frequent for the regions of the central and Siberian parts of Russia, and rare in the polar regions of Russia. We considered an incident on gas outburst in 2006 at the section of the main underground gas pipeline "Srednevilyuisky gas condensate field - Mastakhskoye gas condensate field - Yakutsk - Pokrovsk" due to corrosion damage to a 273.0 * 8.0 mm pipe made from St3sp steel with an anti-corrosion coating made of bitumen mastic with glass fiber, which had been used since 1968. In the course of a gas pipeline survey, according to the results of visual measuring control, unacceptable defects in the form of ulcer corrosion, fistulas, accumulation of sinks, shells up to 7.0 mm deep were found on the metal of the pipeline, and according to results of ultrasonic control of the thickness frontal corrosion of pipe not detected. Metallographic and fractographic studies of the cut samples were carried out in the laboratory. It was established that the damage to the pipeline, which occurred as a result of soil corrosion by ulcers
58
№ 11 ноябрь 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
ANTICORROSIVE PROTECTION
by the electrochemical mechanism due to damage to the insulating layer, was also accelerated by periodic flooding of the site with groundwater containing nitrogen oxides, ammonia and hydrogen sulfide from agricultural fertilizers. The calculations of the rate of corrosion damage is made.
Keywords: gas pipeline, damage, corrosion, fracture.
Обеспечение безопасности нефтега-зопродуктопроводов, оборудования нефтяной и газовой промышленности имеет огромное значение, особенно в условиях Арктики, где ликвидация последствий аварии требует значительных затрат материальных и временных ресурсов в условиях полной зависимости жизнедеятельности населенных пунктов Арктики от обеспечения энергоресурсами [1-6]. Одним из типов разрушения конструкций, оборудования и технических устройств при длительной эксплуатации является коррозионное повреждение,
характерное и часто наблюдающееся в регионах центральной и сибирской части России и редкое в полярных регионах страны [1-3]. Климатические условия полярных регионов, в частности Республики Саха (Якутия), отличаются низкими климатическими температурами и резкой кон-тинентальностью. Период температур ниже 0 °С составляет около 210 сут, минимальная температура достигает 60 °С ниже нуля, разность средних температур - 100 °С. Большая часть территории Якутии относится к районам криолитозоны [1, 4].
В последнее время в районах криолитозоны участились случаи коррозионного повреждения трубопроводов. Так, в 2006 г. на участке магистрального подземного газопровода «Средневилюй-ское газоконденсатное месторождение - Мастахское газоконденсатное месторождение - Якутск - Покровск» произошел выброс газа вследствие коррозионного повреждения эксплуатировавшейся с 1968 г. трубы 273,0 * 8,0 мм с антикоррозионным покрытием из битумной мастики со стеклохолстом. Труба изготовлена из стали СтЗсп [7], что соответствует проектной докумен-
Ссылка для цитирования (for citation):
Алексеев А.А., Большаков А.М., Сыромятникова А.С. Исследование коррозии газопровода в условиях Арктики // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2018. № 11. 58-61.
Alexeev A.A., Bolshakov A.M., Syromyatnikova A.S. Research of Corrosion of a Gas Pipeline under Arctic Conditions. Territorija "NEFTEGAS" = Oil and Gas Territory, 2018, No. 11, P. 58-61. (In Russian)
Больше на сайте
nefteeas.inf
Подписывайтесь на нас в
га
ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ
Место вырезки свища Cutting area of the air hole
«'■'о1' 5 я 11 15 8 10 13 , 9 » 12 14 « 19 17 18 21 22 24 28 20 23 25 26 27 ^
11500
1,2,3,... - коррозионные язвы (corrosion pits)
Рис. 1. Схема коррозионных повреждений газопровода Fig. 1. Scheme of the pipeline corrosion damages
Рис. 2. Коррозионные язвы Fig. 2. Corrosion pits
тации и данным химического анализа и по механическим свойствам (определены путем пересчета значений твердости) в основном удовлетворяет требованиям [8, 9] для данной марки стали: твердость по Бринеллю НВ = 97, временное сопротивление ов = 360 МПа, предел текучести стТ = 216 МПа. При шурфовом обследовании по результатам визуально-измерительного контроля обнаружены коррозионные повреждения с наружной стороны газопровода на участке длиной 12 м в виде сквозных язв диаметром 10 и 12 мм, поверхностных язв диаметром 6-23 мм и глубиной 0,5-7,0 мм и питтингов (рис. 1, 2), распределенных относительно равномерно по длине трубы. По результатам измерения методом ультразвуковой толщинометрии фактической толщины стенок по четырем секторам в местах, не пораженных язвами коррозии, недопустимого утонения стенок трубопровода - фронтальной (общей) коррозии - не обнаружено. Были проведены микроструктурные исследования с использованием растрового электронного микроскопа
- ! ......'r- 77-.
<т г' '
V J- ! г
' I- Уу *
, » Щ* "S V
MOkV ЮО&х te 6 oorrM W
Рис. 3. Микроструктура исследованной стали Fig. 3. Microscopic structure of the examined steel
XL-20 металлографического шлифа (травление 5 % HNO3 в этиловом спирте), изготовленного по толщине трубы, содержащей две расположенные рядом коррозионные язвы. Структура исследованной стали - феррито-перлитная, перлит пластинчатый, выраженной строчечности перлитных колоний не наблюдается (рис. 3). Поверхности коррозионных язв равномерно покрыты коррозионными отложениями. Установлено,что процессы коррозии характеризировались относительно равномерным проникновением коррозионного разрушения в глубь металла (рис. 4), проходили путем образования точечных очагов коррозии - питтингов (рис. 5), не обладали признаками структурно-избирательного и компонентно-избирательного разрушения, коррозионного растрескивания и характерны для процессов окисления при взаимодействии металла с коррозионной средой при электрохимическом механизме коррозии. Коррозия по электрохимическому механизму характерна для почвенного вида коррозии, активного при влажном грун-
Рис. 4. Проникновение коррозионного
разрушения в глубь металла
Fig. 4. Corrosion destruction of the metal
те: в данном случае участок является обводненным в течение весенне-летнего и осеннего периодов. Характерными ускорителями почвенной коррозии металлов в районе расположения сельхозпредприятий являются наличие в грунтовых водах оксидов азота, а также аммиак и сероводород,поступающие в грунтовые воды с органическими и неорганическими удобрениями. В данном случае участок газопровода расположен между сельскохозяйственными угодьями, и грунт трассы газопровода с большой вероятностью загрязнен сельскохозяйственными удобрениями. Кроме того, возможность коррозии определяется внутренними факторами. Сталь Ст3сп обладает низкой коррозионной стойкостью, корродирует за счет не только кислородной, но и водородной деполяризации, а также содержит примеси S в виде сульфидов FeS и MnS, которые, разрушаясь, образуют в электролите сероводород, ускоряющий коррозионные процессы. Были проведены расчеты скорости коррозионных повреждений металла по критериям наступления предельного
Рис. 5. Коррозионное разрушение путем образования питтингов Fig. 5. Pitting corrosion
60
№ 11 ноябрь 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
ANTICORROSIVE PROTECTION
состояния трубы - сквозного коррозионного повреждения или остаточной толщине стенки трубы, которая не допускает дальнейшей эксплуатации газопровода из условий обеспечения прочности. Скорость язвенной (пит-тинговой) коррозии V металла газопровода рассчитывалась согласно [9] по формуле:
V + v (1)
V = " д ki 2 '
hn~hT
где 1/=^ (2)
d. Ф
и К=г (3)
причем h0 - толщина стенки трубы в начале эксплуатации, мм; hТ - толщина
стенки в зоне дефекта, мм; ^ - фактическое время эксплуатации газопровода, лет; V - скорость роста дефекта в плоскости трубы, мм/год; dj - наибольший размер коррозионной язвы по верхней кромке, мм.
По результатам расчета по фактически измеренным данным скорость коррозии составляет:
„ V +4
= а316 мм/год.
Таким образом, расчеты свидетельствуют о наличии возможности развития интенсивной коррозии в районах криолитозоны Арктики со скоростью « 1 мм в 3 года для проложенных подземным способом газопроводов,
изготовленных из малоуглеродистых сталей.
Результаты исследования подтверждают, что в условиях полярных регионов России коррозионные повреждения подземных трубопроводов имеют место так же, как и в центральной и сибирской частях страны. Полученные данные указывают на необходимость учета данного типа повреждений при проектировании и строительстве трубопроводов в регионах Арктики. Кроме того, они свидетельствуют о необходимости развития и внедрения новых методов неразрушающего контроля конструкций, оборудования и технических устройств, исчерпавших нормативный срок эксплуатации.
Литература:
1. Большаков А.М. Хладостойкость трубопроводов и резервуаров Севера после длительной эксплуатации: автореф. дисс. ... докт. техн. наук. М.: Институт машиноведения им. А.А. Благонравова РАН, 2009. 51 с.
2. Лыглаев А.В., Левин А.И., Корнев И.А. и др. Эксплуатация магистральных газопроводов в условиях Севера // Газовая промышленность. 2001. № 8. C. 37-40.
3. Махутов Н.А., Лебедев М.П., Большаков А.М., Захарова М.И. Особенности возникновения чрезвычайных ситуаций на газопроводах в условиях Севера // Вестник Российской академии наук. 2017. Т. 87. № 9. С. 858-862.
4. Алексеев А.А. Экспериментальное исследование закономерностей разрушения при быстром распространении и ветвлении трещин: автореф. дисс. ... канд. техн. наук. Якутск: Институт физико-технических проблем Севера им. В.П. Ларионова СО РАН, 2009. 22 с.
5. Сыромятникова А.С., Алексеев А.А., Левин А.И., Лыглаев А.В. Ветвление трещины в углеродистой стали. Механизмы разрушения // Деформация и разрушение материалов. 2009. № 2. С. 25-30.
6. Алексеев А.А., Большев К.Н., Иванов В.А., Левин А.И. Методика исследования ветвления трещины при низкотемпературных натурных испытаниях // Заводская лаборатория. Диагностика материалов. 2006. Т. 72. № 10. С. 39-42.
7. ГОСТ 380-88. Сталь углеродистая обыкновенного качества. Марки [Электронный источник]. Режим доступа: http://fiLes.stroyinf.ru/ Index2/1/4294824/4294824394.htm (дата обращения: 20.11.2018).
8. ГОСТ 10705-80. Трубы стальные электросварные. Технические условия (с изм. № 1-7) [Электронный источник]. Режим доступа: http://docs.cntd. ru/document/gost-10705-80 (дата обращения: 20.11.2018).
9. РД 12-411-01. Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов [Электронный источник]. Режим доступа: http://fi[es.stroyinf.ru/Data1/9/9956/ (дата обращения: 20.11.2018).
References:
1. Bol'shakov A.M. Cold Resistance of Pipelines and Reservoirs of the North after Long-Term Operation. Author's abstract of the doctoral dissertation of the Doctor of Engineering Sciences Dissertation. Moscow, Mechanical Engineering Research Institute of the Russian Academy of Sciences, 2009, 51 p. (In Russian)
2. Lyglayev A.V., Levin A.I., Kornev I.A., et al. Operation of Main Gas Pipelines in the Conditions of the North. Gazovaya promyshlennost' = Gas Industry, 2001, No. 8, P. 37-39. (In Russian)
3. Makhutov N.A., Lebedev M.P., Bol'shakov A.M., Zakharova M.I. Features of Emergency Situations on Gas Pipelines under the Conditions of the North. Vestnik Rossiyskoy akademii nauk = Bulletin of the Russian Academy of Sciences, 2017, Vol. 87, No. 9, P. 858-862. (In Russian)
4. Alexeev A.A. Experimental Study of the Laws of Destruction during the Rapid Propagation and Branching of Cracks. Extended astract of Candidate's dissertation of the Candidate in Engineering Science. Yakutsk, Larionov Institute of the Physical-Technical Problems of the North of Russian Academy of Sciences, 2009, 22 p. (In Russian)
5. Syromyatnikova A.S., Alexeev A.A., Levin A.I., Lyglayev A.V. Branching Cracks in Carbon Steel. Fracture Mechanisms. Deformatsiya i razrusheniye materialov = Deformation and Fracture of Materials, 2009, No. 2, P. 25-30. (In Russian)
6. Alexeev A.A., Bol'shev K.N., Ivanov V.A., Levin A.I. Methods for Studying the Branching of Cracks During Low-Temperature Full-Scale Tests. Zavodskaya laboratoriya. Diagnostika materialov = Industrial Laboratory. Diagnostics of Materials, 2006, Vol. 72, No. 10, P. 39-42. (In Russian)
7. State Standard (GOST) 380-88. Common Quality Carbon Steel. Grades [Electronic source]. Access mode: http://files.stroyinf.ru/ Index2/1/4294824/4294824394.htm (access date - November 20, 2018). (In Russian)
8. Interstate Standard (GOST) 10705-80. Electrically Welded Steel Tubes. Specifications (as amended No. 1-7) [Electronic source]. Access mode: http://docs.cntd.ru/document/gost-10705-80 (access date - November 20, 2018). (In Russian)
9. Controlling Documents (RD) 12-411-01. Instructions for Diagnosing the Technical Condition of Underground Steel Pipelines [Electronic source]. Access mode: http://fi1es.stroyinf.ru/Data1/9/9956/ (access date - November 20, 2018). (In Russian)
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 11 November 2018
61
