CC BY
179
УДК 621.644.07:[620.194.22+621.3.082]
С.В. Карпов, Д.И. Ширяпов, А.С. Алихашкин
Комплексные исследования коррозионного растрескивания под напряжением на магистральных газопроводах: опыт и перспективы
В шестидесятых годах прошлого столетия в США произошли первые аварии на магистральных газопроводах (МГ) по причине повреждений поверхности труб в виде колоний трещин, ориентированных в продольном направлении [1, 2]. Тогда началось изучение этого явления, которое в англоязычной версии получило название «stress corrosion cracking» (SCC), у нас в стране - коррозионного растрескивания под напряжением (КРН), или стресс-коррозии.
На газопроводах в США КРН происходило при высоком значении pH грунта (более 9), аналогичная ситуация наблюдалась в Австралии, Иране, Ираке, Италии, Пакистане и Саудовской Аравии [2]. Впоследствии этот вид КРН назвали карбонат-бикарбонатным, или классическим, в отличие от «неклассического» КРН, зарегистрированного позднее, в девяностые годы, при авариях на магистральных газопроводах в северной части США, Канаде и в нашей стране. КРН второго типа возникало под пленочным изоляционным покрытием, наносимым в трассовых условиях, при близком к нейтральному рН-факторе грунта (5-7) на трубах из сталей марок Х65, Х70 контролируемой прокатки, легированных микродобавками молибдена и ниобия, повышающими стойкость труб к протяженным разрушениям при их разрыве.
Переиспытание МГ повышенным давлением для предупреждения аварийных разрушений по причине КРН
В нашей стране в конце прошлого столетия аварии по причине неклассического КРН произошли на ряде МГ диаметром 1420 мм, рассчитанных на рабочее давление 7,4 МПа. Только в Краснотурьинском линейном производственном управлении магистральных газопроводов (ЛПУ МГ) предприятия «Тюментрансгаз» на участке шестиниточной системы газопроводов протяженностью 37 км за Краснотурьинской компрессорной станцией (КС) в период 1989-1995 гг. произошло 11 аварийных разрушений труб. Эти участки газопроводов были построены в 1983-1986 гг. Срок эксплуатации труб, разрушившихся при указанных авариях газопроводов, составлял всего лишь 7-12,5 лет, что свидетельствовало о повышенной интенсивности процессов КРН на этих участках.
Следует отметить, что к тому времени возникновение и развитие КРН было недостаточно исследовано, в том числе не существовало методов борьбы с этим явлением. Для предотвращения аварийных разрушений на участке протяженностью 26 км шестиниточной системы газопроводов от Краснотурьинской КС до р. Каквы приняли решение последовательно испытывать нитки газопровода на этом участке повышенным давлением, создающим в нижней точке трассы напряжение в стенках труб до 1,05 предела текучести, не допускающее перехода металла труб без повреждений в пластическое состояние [3]. Время выдержки газопроводов под давлением переиспытания на прочность составляло 1 ч.
На нитках участка газопровода I, II и III категорий были уложены трубы, произведенные в СССР Харцызским трубным заводом, а также в Японии, ФРГ и Италии, что позволяло сопоставить предрасположенность к КРН труб различных производителей. Толщина стенок труб всех производителей на участках I и II категорий составляла 18,7 мм. На участках III категории трубы Харцызского трубного завода имели толщины стенок 15,7; 16,5 и 17,5 мм, а трубы остальных производителей -
Ключевые слова:
магистральный
газопровод,
коррозионное
растрескивание
под напряжением,
переиспытание
газопроводов
повышенным
давлением,
внутритрубная
дефектоскопия.
Keywords:
trunk gas pipeline,
stress corrosion
cracking,
high-pressure
retesting of gas-
transporting
pipelines,
intra-tube inspection.
15,7 мм. Все трубы были изготовлены из листовой стали Х67 и Х70 контролируемой прокатки. Трубы Харцызского трубного завода имели два продольных сварных шва, а трубы из Японии, ФРГ и Италии - один. Причем импортные трубы были изготовлены на заводах методом U-образной формовки. Газопроводы изолировались в трассовых условиях одним или двумя слоями пленки «Поликен» и одним или двумя слоями обертки «Поликен» на участках газопроводов III или I и II категорий соответственно.
В результате проведенных в период 19931995 гг. гидравлических испытаний произошло 33 разрыва труб только на участках газопровода III категории (рис. 1). Это связано с более медленным развитием стресс-коррозионных трещин на трубах, уложенных на участках газопровода I и II категорий, испытывающих меньшее напряжение в процессе эксплуатации благодаря большей толщине стенок труб и, как следствие, меньшие напряжения в стенках труб
в процессе испытаний. Кроме того, трубы на участках I и II категорий имели усиленную изоляцию. После ликвидации разрывов для введения в эксплуатацию ниток газопроводов с учетом их технического состояния были определены допустимые рабочие давления и сроки эксплуатации, составившие от 8 месяцев до 2,5 лет. В последующем нитки были заменены с использованием труб зарубежного производства с заводским трехслойным изоляционным покрытием.
Анализ данных, представленных на рис. 1, свидетельствует, что пересечения шестини-точной системы газопроводов газопроводами, линиями электропередачи (ЛЭП), железной и автомобильными дорогами, реками Турьей, Устьей, Каменкой, Каквой не оказывают существенного влияния на развитие процессов КРН. Влияние профиля трасс также не выявлено. Близость участков газопроводов к Краснотурьинской КС, эксплуатируемых
Рис. 1. Схема газопроводов Краснотурьинского ЛПУМГ на участке от КС Краснотурьинская до р. Каким с указанием мест восьми аварий (при эксплуатации) и 33 разрывов (при переиспмтании МГ) по причине КРН: километраж указан по трассе газопровода Уренгой - Ужгород; а/д - автомобильная дорога; ЖД - железная дорога
при более высокой температуре и давлении, также не привела к существенному повышению повреждаемости участков газопроводов по причине КРН. Существенное влияние оказывает специфика конкретных ниток газопровода.
В процессе расследования произошедших при переиспытании разрывов труб установлено, что на трубах с толщиной стенки 15,7 мм Харцызского трубного завода произошло при прочих равных условиях в 19 раз больше разрывов, чем на аналогичных трубах производства Японии, ФРГ и Италии, и в 2,7 раза больше разрывов, чем на трубах с толщиной стенки 16,5 мм производства того же завода. Трещины КРН обнаруживали в основном в двухсотмиллиметровой зоне вблизи продольных швов труб Харцызского трубного завода. Все стресс-коррозионные повреждения, приведшие к разрушению труб при испытаниях, находились на нижней половине трубопроводов, что связано с повышенной повреждаемостью изоляционного покрытия в нижней части из-за больших нагрузок, усугубляемых весом трубопровода и более частым соприкосновением с грунтовыми водами.
Дефекты изоляционного пленочного покрытия представляли собой гофры, складки, отслоения. Стресс-коррозионные трещины обнаруживались под пленочным изоляционным покрытием. В местах механических сквозных повреждений покрытия дефекты КРН не были обнаружены.
Причины повышенной предрасположенности к КРН труб Харцызского трубного завода
При ознакомлении с технологией изготовления труб было установлено, что в отличие от одношовных труб зарубежного производства, формовавшихся в поперечном направлении на стане и-образной формовки, двух-шовные трубы Харцызского трубного завода формовались на стане при движении в продольном направлении, приобретая деформации, остаточные напряжения и повреждения в двухсотмиллиметровой зоне от продольных швов значительно большие, чем у одношов-ных труб в зоне продольного шва. Это было связано с тем, что в процессе формовки половины трубы лист вначале получал на наружной стороне в двухсотмиллиметровой зоне от кромок повышенные деформации растяжения при подгибе краев листа под воздействием роликов. Затем при разгибании листа для придания половине трубы формы, необходимой для
последующей сварки с другой половиной трубы, в указанной зоне лист приобретал деформации сжатия. Также из-за воздействия роликов в продольном направлении возникали задиры, царапины и вдавливания поверхности труб. Перечисленные особенности изготовления труб на Харцызском трубном заводе явились причиной их повышенной предрасположенности к КРН в двухсотмиллиметровой зоне от продольных швов.
Проведенные исследования позволили выявить значительное влияние способов формовки труб на возникновение предрасположенностей металла труб к КРН. Этот результат крайне важен и сейчас, когда наряду с и-образной формовкой трубы производят методами пошаговой формовки и вальцовки, не исключающими возникновения предрасположенности металла трубы к КРН [4, 5]. Следует заметить, что применение в настоящее время изоляционных покрытий, наносимых на трубы в заводских условиях, намного снижает по сравнению с пленочной изоляцией, наносимой на трассе, возможность отслоения покрытия от поверхности трубопровода, доступа грунтового электролита к областям на поверхности труб, предрасположенным к КРН, и, соответственно, возникновения и развития стресс-коррозионных повреждений.
Первый опыт применения внутритрубной дефектоскопии для поиска дефектов КРН
В связи с тем что после 14 разрывов труб при переиспытаниях в Краснотурьинском ЛПУМГ на участке газопровода Уренгой -Центр I не удалось достичь испытательного давления, с целью выявления оставшихся опасных стресс-коррозионных повреждений «Газпромом» было принято решение о пропуске на этом участке внутритрубного ультразвукового снаряда-дефектоскопа фирмы Р1ре1готх в водяной пробке, созданной запуском вну-тритрубных поршней-разделителей, располагаемых до и после снаряда-дефектоскопа [6]. Следует обратить внимание, что на тот момент у Р1ре1готх такого снаряда-дефектоскопа диаметром 1420 мм не было, а имелся снаряд-дефектоскоп диаметром 1067 мм. Необходимое число датчиков для снаряда-дефектоскопа диаметром 1420 мм также отсутствовало. В этой связи было принято решение оснастить снаряд-дефектоскоп диаметром 1420 мм датчиками, снятыми со снаряда-дефектоскопа диаметром 1067 мм, расположив их только на нижней
половине снаряда-дефектоскопа. Это решение обусловливалось тем, что по результатам обследования, выполненного специалистами ВНИИГАЗа, все крупные повреждения, приведшие к разрывам трубопроводов при авариях и испытаниях в Краснотурьинском ЛПУМГ, находились на нижней части трубопровода.
По результатам пропуска указанного снаряда-дефектоскопа (1995 г.) первоначально были выданы данные о 81 повреждении. Они были классифицированы как очень сильные, сильные, средние и слабые поля трещин. Оценка глубин трещин не проводилась. При этом крупные опасные стресс-коррозионные повреждения не были зарегистрированы. По представленным данным были раскопаны 34 шурфа и вырезано шесть участков труб с опасными повреждениями, определенными в соответствии с разработанной ВНИИГАЗом и утвержденной «Газпромом» инструкцией по классификации стресс-коррозионных повреждений по степени их опасности.
Полученные при обследованиях в шурфах данные о параметрах стресс-коррозионных повреждений послужили основанием для определения фирмой Р1ре1гошх дополнительных диагностических признаков, характерных для крупных повреждений. При представлении данных внутритрубной дефектоскопии (ВТД), учитывающих эти дополнительные диагностические признаки, глубина повреждений ранжировалась по уровням 12,5-25; 25-40; 40-60; 60-70 % толщины стенки трубы с оценкой длин трещин. Окончательная оценка повреждений по степени опасности проводилась по результатам обследования в шурфах по указанной инструкции.
Полевые обследования газопроводов и накопление знаний о диагностических признаках КРН
Комплексные обследования, проведенные ВНИИГАЗом с привлечением специалистов МНПО «Спектр», Челябинского отделения ИТЦ ООО «Уралтрансгаз», ГНЦ прикладной микробиологии на участках шестиниточ-ной системы газопроводов в Краснотурьнском ЛПУМГ и на других газопроводах, где имели место аварийные разрушения по причине стресс-коррозии или были выявлены участки газопроводов со стресс-коррозионными дефектами, позволили установить основные диагностические признаки (их сочетания)
потенциально склонных к развитию КРН участков газопроводов [7-15]. По исполнительной документации определяли следующие признаки:
• наличие на участках газопроводов труб III категории Харцызского трубного завода с толщинами стенок 15,7; 16,5; 17,5 мм, имеющих повышенную предрасположенность к КРН;
• наносимое в трассовых условиях пленочное покрытие с одним слоем изоляционной пленки «Поликен» и одним или двумя слоями обертки «Поликен»;
• глинистые, суглинистые грунты, создающие анаэробные условия у поверхности трубопровода, способствующие КРН.
Наличие водотоков, омывающих трубопровод, в сочетании с отмеченными диагностическими признаками являлось определяющим при назначении мест шурфовок трубопровода с целью выявления стресс-коррозионных трещин. Наличие водотоков определяли наземным обследованием территории, прилегающей к трассе газопровода.
При вскрытии трубопровода шурфованием диагностическими являлись признаки:
• оглеение грунта у поверхности трубопровода (окраска грунта - от зеленой, голубой, синей до черной);
• повреждения пленочного изоляционного покрытия, складки, гофры, отслоения;
• околонейтральные значения pH грунтов (5-7) для неклассического КРН;
• присутствие в грунте углекислого газа, азота, способствующих анаэробным условиям;
• присутствие в грунтовой воде закисного железа, органических соединений;
• обнаружение под отслоившейся пленкой и на поверхности труб продуктов коррозии белого цвета, представляющих карбонаты, бикарбонаты.
После снятия изоляционного покрытия и продуктов коррозии с поверхности труб и ее зачистки местонахождение возможных стресс-коррозионных трещин на трубопроводе определяли сканированием поверхности труб датчиками вихретоковых дефектоскопов ВД-89Н, ВД-12 НФМ или сканером многоканального компьютеризированного вихретокового дефектоскопа ВД-89 НМ (рис. 2-4). Все три прибора произведены МНПО «Спектр».
На рис. 5 показан момент обследования газопровода в шурфе. На освобожденной от изоляции трубе и внутренней поверхности снятой изоляции видны характерные для КРН белые
Рис. 2. Портативный вихретоковый дефектоскоп ВД-89Н: 1 - прибор; 2 - датчик
Рис. 3. Вихретоковый дефектоскоп ВД-12НФМ:
1 - прибор; 2 - датчик
Рис. 4. Многоканальный компьютеризированный вихретоковый дефектоскоп ВД-89НМ для обнаружения и записи оценок размеров стресс-коррозионных трещин: 1 - прибор; 2 - сканер с преобразователями; 3 - ноутбук
Рис. 5. Обследование газопровода в шурфе
следы продуктов коррозии (карбонатов, бикарбонатов).
Для определения расположения трещин на трубе на ее очищенную поверхность напыляли белую краску и устанавливали постоянные магниты прибора УН-5. Трещины (при их наличии) проявлялись между полюсами магнитов при напылении на поверхность трубы маг-нитопорошковой суспензии (рис. 6).
Глубину трещин измеряли прибором ВД-12 НФМ. Запись параметров трещин осуществляли с помощью прибора ВД-89НМ. По параметрам трещин (длина, глубина и расположение) оценивали степень их опасности и либо выбирали способ устранения стресс-коррозионных повреждений (вырезка трубы, катушки трубы с заменой труб, вышлифовка трещин), либо принимали решение оставить мелкие трещины с надежной переизоляцией поверхности
трубопровода, не допускающей доступа электролита грунта к трещинам, с целью прекращения процесса КРН.
При необходимости глубину повреждений определяли методом контролируемой шлифовки. Вышлифовку выполняли до исчезновения вершин трещин (что определялось методом магнитопорошковой дефектоскопии) с измерением остаточной толщины стенки трубы ультразвуковыми дефектоскопами. Для лабораторных исследований отбирали образцы грунта.
Исследования стресс-коррозионных повреждений на трубопроводных стендах
Для исследования стресс-коррозионных повреждений в процессе нагружения труб внутренним давлением в Краснотурьинском ЛПУМГ ООО «Тюментрансгаз», в Полянском ЛПУМГ ООО «Баштрансгаз» и в Серпуховском
3
Рис. 6. Обследование в шурфе с помощью прибора УН-5
Рис. 7. Момент исследований на трубопроводном стенде в Серпуховском УМГ ООО «Мострансгаз»
Рис. 8. Разрыв трубм по стресс-коррозионному повреждению при испытаниях на трубопроводном стенде в Серпуховском УМГ ООО «Мострансгаз»: видна рваная линия разрыва трубы, характерная для стресс-коррозионных повреждений
УМГ ООО «Мострансгаз» были созданы трубопроводные стенды (рис. 7, 8). В ходе исследований решались следующие важные задачи:
• определялись фактические параметры стресс-коррозионных повреждений, выявленных при ВТД и обследовании газопроводов в протяженных шурфах;
• экспериментально проверялась остаточная прочность труб со стресс-коррозионными повреждениями;
• отрабатывались методики оценки степени опасности стресс-коррозионных повреждений;
• изучалось развитие стресс-коррозионных повреждений в процессе нагружения труб.
Результаты исследований учитывались при разработке инструкции ВРД 39-1.10-0322001 [10].
Сравнительный анализ результатов выявления стресс-коррозионных повреждений ВТД и полевым обследованием
После аварии, произошедшей 10.01.2002 г. на 2882-м километре газопровода Ямбург -Елец II в Моршанском ЛПУМГ ООО «Мос-трансгаз» по участку газопровода КС Давыдовская - КС Первомайская был пропущен стресс-коррозионный снаряд-дефектоскоп ДМТП-1-1400-768, который неподалеку от места аварии выявил стресс-коррозионный дефект длиной 479 мм, шириной 28 мм и глубиной 3,5 мм (труба № 650 по трубному журналу). После пропуска внутритрубного снаряда ВНИИГАЗ провел полевое обследование участка газопровода Ямбург - Елец 2 (2879,22896,2 км) с целью обнаружения стресс-коррозионных повреждений. При обследовании труб в шурфах были выявлены стресс-коррозионные повреждения, не определенные ВТД, в том числе повреждение длиной 670 мм, шириной 70 мм и глубиной 4 мм на трубе № 669, т.е. более крупное, чем повреждение, выявленное ВТД на трубе № 650.
Указанным полевым обследованием установлен факт пропуска снарядом-дефектоскопом крупного стресс-коррозионного повреждения, что допускало возможность пропуска крупных повреждений и на других обследуемых участках газопроводов [11]. По результатам обследования Моршанским ЛПУМГ заменено 60 м труб со стресс-коррозионными повреждениями, отдельные повреждения ликвидированы контролируемой шлифовкой.
Сравнительный анализ результатов выявления стресс-коррозионных повреждений ВТД и локальными методами при переизоляции участков газопроводов
Выявление повреждений после снятия изоляционного пленочного покрытия в процессе проведения капитальных ремонтов протяженных участков газопроводов имеет некоторые особенности. Так, становится возможным применение наружных сканеров-дефектоскопов. Коррозионные повреждения выявляются при осмотре поверхности труб и применении локальных средств контроля. Диагностическим признаком возможного наличия стресс-коррозионных дефектов на поверхности газопроводов служат белые пятна - следы отложений продуктов коррозии (рис. 9).
При переизоляции газопроводов обеспечивается удобный доступ к поверхности труб на протяженных участках, что в свою очередь позволяет применительно к большому числу стресс-коррозионных повреждений оценить сходимость результатов обследования внутритрубной дефектоскопией с данными диагностики локальными методами контроля с определением фактических глубин трещин путем выполнения контролируемой шлифовки и измерения остаточной толщины труб ультразвуковыми толщиномерами.
В мае 2005 г. ЗАО «НПО «Спецнефтегаз» провело ВТД коррозионным снарядом-дефектоскопом ДМТБ-1400ВП-512 и стресс-коррозионным дефектоскопом ДМТП-1Б-1400ВП-960 на МГ Уренгой - Центр II диаметром 1420 мм между Заволжской
Рис. 9. Белые пятна после снятия изоляционного покрытия при капитальном ремонте на газопроводе в ООО «Севергазпром»
и Сеченовской КС (2319,5-2420,5 км). Затем по результатам дефектоскопии велись работы по переизоляции участков газопровода.
Центральной лабораторией неразру-шающего контроля и диагностики ООО «Вол-готрансгаз» локальными методами контроля были определены параметры повреждений 2758 труб (по состоянию на 6 октября 2005 г.) на участках МГ Уренгой - Центр II суммарной протяженностью 31 км, на которых были проведены работы по переизоляции. На этих участках ВТД зарегистрированы 195 поврежденных труб, из которых локальными методами наличие повреждений подтверждено на 125 трубах (64,1 %) и не подтверждено на 70 трубах. По данным ВТД на указанных 125 трубах зарегистрированы дефекты потери металла (коррозия, поперечные и продольные канавки) на 121 трубе, аномальные швы на 3 трубах и стресс-коррозионное повреждение на одной трубе. При обследовании локальными методами на переизолированных участках обнаружено 658 поврежденных труб, из которых 533 трубы имели повреждения, не зарегистрированные ВТД. Из числа этих труб локальными методами выявлены повреждения КРН
на 320 трубах (60 %) и дефекты потери металла на 213 трубах (40 %). В таблице представлены параметры не обнаруженных ВТД стресс-коррозионных повреждений.
Данные в таблице свидетельствуют, что стресс-коррозионный снаряд ДМТП-1.Б-1400ВП-960 обнаружил только одно стресс-коррозионное повреждение и не нашел 23. Из этого следует, что и на других участках газопроводов, обследованных указанным снарядом-дефектоскопом, существовала вероятность пропуска опасных стресс-коррозионных повреждений. Несмотря на показанный низкий уровень качества выявления стресс-коррозионных повреждений внутритрубными снарядами-дефектоскопами, поток аварий по причине КРН удалось снизить с 13-18 аварий в год в 20012003 гг. до 8-12 аварий в год в 2004-2005 гг. за счет проведенных в Краснотурьинском ЛПУМГ переиспытаний и последующей замены газопроводов, а также полевых обследований КРН и капитальных ремонтов с переизоляцией участков газопроводов.
В 2005 г. ЗАО «НПО «Спецнефтегаз» провело ВТД на участке с 1845-го по 1914-й километр МГ Уренгой - Петровск (диаметр 1400 мм),
Стресс-коррозионные повреждения глубиной более 0,2?, не обнаруженные ВТД
№ п/п № трубы согласно отчету о ВТД Длина повреждения, мм Ширина повреждения, мм Максимальная глубина повреждения, мм, (доля €)
1 3359 410 80 9 (0,570
2 3369 1600 115 9,8 (0,620
3 3592 1440 160 8 (0,510
4 3608 1800 110 9 (0,570
5 3622 480 100 7,9 (0,50
6 2845 1000 200 7 (0,450
7 3356 10600 400 6 (0,380
8 3361 - 4460 5,3 (0,340
9 3366 730 730 5,7 (0,360
10 3367 1100 720 6 (0,380
11 3371 2900 260 6,5 (0,410
12 3373 240 - 5,3 (0,340
13 3378 200 - 6 (0,380
14 3506 2900 900 6,7 (0,430
15 1845 2000 500 4 (0,250
16 1906 3000 500 4 (0,250
17 1918 200 100 3,5 (0,220
18 3370 4800 450 3,5 (0,220
19 3374 500 - 3,9 (0,240
20 3375 2100 - 3,2 (0,20
21 3376 1200 - 6,2 (0,390
22 3776 6200 280 4 (0,250
23 3822 1000 450 3,5 (0,220
Примечание: t - толщина стенки трубы; цветом выделены наиболее серьезные повреждения.
эксплуатируемого с 1982 г. ВТД не выявила повреждений КРН (разрешающая способность стресс-коррозионных снарядов-дефектоскопов по минимальной глубине продольных трещин, декларированная ЗАО «НПО «Спецнефтегаз» в 2005 г., составляла 0,2/). В 2005-2006 гг. на участке с 1845-го по 1876-й километр этого МГ выполнена переизоляция труб, до которой специализированными организациями проводились работы по отбраковке труб и ликвидации стресс-коррозионных повреждений.
В 2010 г. ВТД на указанном переизолированном участке МГ Уренгой - Петровск выявила повреждения КРН глубиной более 0,1/ (разрешающая способность стресс-коррозионных снарядов-дефектоскопов по минимальной глубине продольных трещин, а также продольных и поперечных канавок, декларированная ЗАО «НПО «Спецнефтегаз» в 2010 г.). На 16 трубах повреждения идентифицированы как «зона продольных трещин», на 8 трубах - как «коррозия, возможно продольная трещина». При обследовании в шурфах в первом случае повреждения КРН подтвердились на 13 трубах, во втором случае на 5 трубах подтвердилась коррозия, на 3 трубах - КРН. Все трубы с подтвержденными повреждениями КРН были вырезаны и заменены.
В результате обследования вырезанных труб обнаружено локальное место поступления грунтового электролита к повреждениям на трубе № 1602 (по отчету о ВТД) МГ Уренгой -Петровск, что указывало на возможное продолжение процесса КРН на этой трубе после переизоляции (рис. 10).
На остальных трубах с подтвержденными повреждениями КРН доступа электролита к повреждениям не выявлено. На рис. 11 показано месторасположение повреждения КРН, к которому грунтовый электролит после переизоляции не поступал: в месте повреждения наблюдается хорошая адгезия покрытия, трещины залиты праймером, отсутствуют продукты коррозии КРН.
ООО «Газпром ВНИИГАЗ» проведены исследования поверхности излома образцов, вырезанных из трубы с повреждением, к которому поступал грунтовый электролит после переизоляции участка, и из трубы с повреждением, к которому грунтовый электролит после переизоляции участка не поступал. Отсутствие доступа грунтового электролита к стресс-коррозионным повреждениям после переизоляции участка газопровода свидетельствует о прекращении на них процесса КРН.
На рис. 12 показана поверхность излома образца по трещине КРН глубиной 6,8 мм из трубы № 1602 газопровода Уренгой - Петровск, к которой после переизоляции участка газопровода поступал грунтовый электролит. Темный цвет поверхности трещины является характерным признаком развития повреждения по механизму КРН.
На рис. 13 показана поверхность излома образца по трещине КРН, где поступления грунтового электролита к трещине после переизоляции участка не было. Темный цвет поверхности трещины свидетельствует о том, что повреждение по механизму КРН сформировалось до переизоляции трубы. Поступление
Рис. 11. Зачищенное месторасположение на трубе повреждения КРН, к которому после переизоляции участка не поступал грунтовый электролит
Рис. 10. Повреждения изоляционного покрытия на трубе № 1602 МГ Уренгой -Петровск со следами белого налета на битумной мастике и поверхности металла трубы
Рис. 12. Поверхность излома образца по трещине КРН из трубы № 1602 газопровода Уренгой - Петровск, к которой после переизоляции поступал грунтовый электролит
битумного праймера в процессе переизоляции в устье трещины на глубину около 1 мм (что видно на боковой поверхности трещины) говорит об отсутствии доступа грунтового электролита к трещине после переизоляции.
Установленный факт непоступления грунтового электролита к стресс-коррозионным повреждениям после переизоляции свидетельствует о том, что повреждения, выявленные ВТД в 2010 г., подтвержденные при обследовании в шурфах и вырезанные из участка газопровода, в 2005 г. были пропущены ВТД и дефектоскопическим контролем при отбракове
труб до переизоляции участка газопровода.
***
В ближайшей перспективе основные усилия по борьбе с КРН следует предпринимать на участках магистральных газопроводов, наиболее предрасположенных к стресс-коррозии (построенных из труб Харцызского трубного завода, имеющих пленочную изоляцию, нанесенную в трассовых условиях, и уложенных в грунтах, склонных к КРН). Для выявления повреждений КРН, оценки их параметров и ранжирования по степени опасности с целью последующего вывода в капитальный ремонт должны использоваться внутритрубные снаряды-дефектоскопы, обладающие высокой разрешающей способностью и хорошей чувствительностью.
Участки газопроводов со стресс-коррозионными, коррозионными и другими повреждениями, определенными по результатам ВТД после вскрытия трубопроводов (построенных
Граница проникновения праймера
Рис. 13. Поверхность излома образца по трещине КРН, куда после переизоляции участка газопровода грунтовый электролит не поступал
до 1990 г.) и освобождения их от изоляционного покрытия, должны быть обследованы при помощи наружных сканеров-дефектоскопов, а также локальными методами контроля. В результате трубы с недопустимыми повреждениями следует удалить, а неопасные повреждения - оставить в трубопроводе, который должен быть переизолирован в трассовых условиях для предотвращения дальнейшего развития повреждений в результате поступления к ним грунтового электролита.
ВТД должна проводиться с периодичностью 3-5 лет с учетом интенсивности процессов КРН. Планирование диагностических обследований и ремонтов необходимо осуществлять с учетом прогнозов объема поставок газа по отдельным коридорам Единой системы газоснабжения. Также следует продолжить исследования по оценке состояния производства труб на трубных заводах, выпускающих трубы различными способами формовки, с целью оценки предрасположенности их поверхности к КРН.
При проектировании МГ в процессе изыскания трасс следует выделять участки с условиями возможного проявления КРН, и на трубопроводах, укладываемых на этих участках, целесообразно использовать трубы из сталей, обладающих повышенной стойкостью к КРН, с усиленным заводским изоляционным покрытием.
Необходимо продолжить работы по созданию стресс-коррозионных снарядов-дефектоскопов нового поколения с целью повышения точности идентификации выявляемых повреждений и оценки их параметров.
Список литературы
1. Улиг Г.Г. Коррозия и борьба с ней. Введение в коррозионную науку и технику / Г.Г. Улиг, Р.И. Реви. - Л.: Химия, 1989.
2. Leis B.N. Stress-corrosion cracking on gas-transmission pipelines: history, causes, and mitigation / B.N. Leis, R.S. Eiber // Proc. of First International Business Conference of Onshores Pipelines. - Berlin, 1997.
3. Галиуллин З.Т. Переиспытание и комплексное обследование магистральных газопроводов, подверженных стресс-коррозии /
З.Т. Галиуллин, С.В. Карпов, М.И. Королев и др. - М.: ИРЦ Газпром, 1996.
4. Арабей А.Б. Влияние особенностей технологии производства труб на стойкость к коррозионному растрескиванию
под напряжением в процессе эксплуатации магистральных газопроводов / А.Б. Арабей, Т.С. Есиев, И.В. Ряховских и др. // Газовая промышленность. - 2012. - № 2. - С. 52-54.
5. Зайцев А.И. Исследование влияния металлургических факторов на стойкость современных трубных сталей против коррозионного растрескивания /
А.И. Зайцев, И.Г. Родионова, О.Н. Бакланова и др. // Проблемы черной металлургии и материаловедения. - 2013. - № 1. - С. 1-16.
6. Карпов С.В. Диагностическое обследование магистрального газопровода диаметром 1420 мм снарядом-дефектоскопом «Ультраскан» на предприятии «Тюменьтрансгаз» / С.В. Карпов,
A.В. Хороших, В.Ф. Мужицкий // М-лы 6-й Международной деловой встречи «Диагностика» (Ялта, апрель 1996 г.). - М.: ИРЦ Газпром; Газпром; Оргэнергогаз, 1996. -Т. 1: Диагностика трубопроводов.
7. Карпов С.В. Проблемы диагностики и контроля технического состояния магистральных газопроводов, подверженных стресс-коррозии / С.В. Карпов // М-лы 5-й Международной деловой встречи «Диагностика» (Ялта, апрель 1995 г.). - М.: ИРЦ Газпром, 1995. - Т. 1: Диагностика трубопроводов.
8. Карпов С.В. Опыт использования дефектоскопа ВД-89 НМ при обследовании дефектных участков поверхности труб магистральных газопроводов / С.В. Карпов, В.А. Карабчевский,
B.Ф. Мужицкий // М-лы 7-й Международной деловой встречи «Диагностика» (Ялта, апрель 1997 г.). - М.: Газпром; Оргэнергогаз; ИРЦ Газпром, 1997. - Т. 2: Диагностика линейной части магистральных трубопроводов.
9. Мужицкий В.Ф. Поиск и оценка дефектов КРН на магистральных газопроводах с применением вихретоковых дефектоскопов и других средств неразрушающего контроля при эксплуатации и ремонте / В.Ф. Мужицкий, В.А. Карабчевский, С.В. Карпов // Территория Нефтегаз. - 2004. - № 11.
10. ВРД 39-1.10-032-2001. Инструкция
по классификации стресс-коррозионных дефектов по степени их опасности. - М.: Газпром; Газпром ВНИИГАЗ; ИРЦ Газпром, 2001.
11. Карпов С.В. Особенности проявления КРН на участках газопроводов различных газотранспортных предприятий / С.В. Карпов // М-лы отраслевого совещания в Ухте,
11-15 ноября 2002 г. Ч. 1. - М.: Газпром; ИРЦ Газпром, 2003.
12. Холоденко В.П. Микробиологические
и химические параметры для диагностики стресс-коррозии магистральных газопроводов /
B.П. Холоденко, С.В. Карпов, В.А. Чугунов и др. // М-лы 9-й Международной деловой встречи «Диагностика» (Сочи, апрель 1999 г.). - М.: Газпром; Оргэнергогаз; ИРЦ Газпром, 1999. - Т. 1: Защита от коррозии магистральных трубопроводов.
13. Коростелева Т.К. Критериальная система диагностики КРН и оценка ее достоверности по результатам обследования состояния газопроводов предприятия «Уралтрансгаз» / Т.К. Коростелева, Д.Д. Гайдт, В.М. Горбунов // М-лы 8-й Международной деловой встречи. «Диагностика» (Сочи, апрель, 1998 г.). -
М.: Газпром; Оргэнергогаз; ИРЦ Газпром, 1998. - Т. 2: Диагностика линейной части магистральных трубопроводов.
14. Коростелева Т.К. Организация экспертизы состояния трассы газопровода для выявления коррозионного растрескивания под напряжением / Т.К. Коростелева, П.М. Созонов, М. Л. Долганов // М-лы 9-й Международной деловой встречи «Диагностика» (Сочи, 1999 г.). - М.: Газпром; Оргэнергогаз; ИРЦ Газпром, 1999. - Т. 2: Диагностика линейной части магистральных трубопроводов.
15. Карпов С.В. Перспектива решения проблемы КРН магистральных газопроводов /
C.В. Карпов // М-лы 14-й Международной деловой встречи «Диагностика» (Арабская Республика Египет, апрель 2004 г.). - М.: Газпром; Оргэнергогаз; ИРЦ Газпром, 2004. -Т. 2, ч. 2.
