CC BY
8
НЛТУ
УКРЛИНИ
t ,
Hl/IUB
Науковий bIch и к НЛТУУкраТни Scientific Bulletin of UNFU http://nv.nltu.edu.ua https://doi.org/10.15421/40270523
Article received 22.06.2017 р. Article accepted 29.06.2017 р.
УДК 621.643
ISSN 1994-7836 (print) ISSN 2519-2477 (online)
@ EE3 Correspondence author L. Ya. Poberezhny lubomyrpoberezhny@gmail.com
Л. Я. Побережний, А. I. Станецький, А. В. Грицанчук
1вано-Франювський нацюнальний техтчнийутверситет нафти i газу, м. 1вано-Франювськ, Украта
КОРОЗ1Я ТРИВАЛО ЕКСПЛУАТОВАНИХ ТРУБНИХ СТАЛЕЙ
У СЕРЕДОВИЩАХ ХЛОРИДНОГО ТИПУ
Значна частина розгалужено! мережi мапстральних трубопроводiв Укра!ни перебувае в експлуатацп понад 30 роюв. Зi збiльшенням термшв !х експлуатацп дедалi актуальншою стае проблема ефективно! та безперервно! роботи трубопроввд-ного транспорту, яка забезпечуеться органiзацiею перюдично! техшчно! дiагностики стану елеменпв трубопроводiв та ремонту в мюцях виявлених недопустимих дефекпв. На пiзнiй стадп експлуатацп нафтогазопроводiв особливо актуальною на-уково-технiчною проблемою стае належне забезпечення техшчно! надшносп та безпечно! експлуатацп трубопроводiв iз зас-тосуванням методiв технiчного дiагностування, особливо, корозiйних дефектiв, а також розроблення ефективних методiв оцiнювання працездатност експлуатованого матерiалу. Експериментальнi дослiдження виконано з використанням методiв тензометрп та потенцюметри за розробленою методикою на базi ранше створено! в 1ФНТУНГ автоматизовано! випробу-вально! системи з ЕОМ, що дае змогу отримати високу точшсть та достовiрнiсть результата експерименту. Дослiджено вплив термшу напрацювання на деформацiйну поведiнку трубно! мат у Грунтах хлоридного типу. Встановлено, що прирют деформацп становить до 30 %. Визначено найнебезпечнiшi з корозшно! точки зору хлориднi середовища - МС2 та МС3. Вивчено вплив величини механiчних напружень та хiмiчного складу середовища на корозшну деградацiю тривало експлу-атованих трубопроводiв у Грунтах хлоридного типу.
Ключовi слова: корозшно-мехашчна деградащя; термiн напрацювання; хлоридт середовища; деформацiйна поведiнка; локальна корозiя.
Вступ. Дослвдження деформацшно! поведшки мате-р1алу трубопроводу в умовах навантажень та вплив1в, як1 1мпуютъ експлуатацшш, дасть змогу краще оцшити залишковий ресурс безпечно! експлуатацп дшчих, та ресурс роботи нових трубопровод1в, коректшше прог-нозувати експлуатацшш ризики та оцшити р1вень по-тенцшних загроз довк1ллю, спричинених експлуатащею цих техшчних об'екпв. Важливо вивчити кшетику деформацп у корозшних середовищах, оск1льки р1вень пошкоджень внаслщок синерпчно! дп мехашчного та корозшного чиннишв зростае нелшшно, в1дпов1дно так само збшьшуються 1мов1рност1 розгерметизацп чи руйнування трубопроводу, а отже, й пов'язаш з цим експлуатацшш ризики (Poberezhnyi, Stanetskyi, & Rud-ko, 2011; Poberezhnyi & Stanetskyi, 2011; Karpash, Zinchak & Karpash, 2007; Metodyka otsinky, 2002).
Матерiали i методи досл1дження. Об'ектом наших дослвджень вибрано мапстральш газопроводи великого д1аметра, виготовлеш з1 стал1 17ГС, як1 були в експлуатацп 41 р1к. Саме такий матер1ал труб широко вико-ристовували тд час спорудження мапстральних тру-бопровод1в у 70-х роках ХХ ст. та експлуатуються дотепер.
Термш експлуатацп вибрано на основi дослвджень професорiв £. I. Крижашвського та Г. М. Никифорчина (Kryzhanivskyi & Nykyforchyn, 2011; Kryzhanivskyi, Нга-bovskyi & Mandryk, 2013), в яких зазначено, що трубоп-роввдш сталi, експлуатованi менше 20 рошв, не мають деградацп фiзико-механiчних властивостей, а з термь ном експлуатацп 20-30 рок1в - деградацiя е незначною.
Для проведення дослiджень УМГ "Кшвтрансгаз" на-дав фрагменти, вирiзанi з нижньо! частини труб з дм-нок магiстрального газопроводу £фремiвка-Диканька-Кшв, дiаметр 1020 мм, сталь 17ГС, роки експлуатацп -1967-2008. Фрагменти труб у сташ поставки надано з аваршного резерву.
Для дослвдження корозiйних процесiв пiд напружен-ням використовували розроблену ранiше комп'ютеризо-вану установку КН-1, створену на базi установки МВ-1К. Випробовування зразк1в з матерiалу труб газопро-водiв на повiтрi та в редких робочих середовищах проводили в режимi статичного та повторно-статичного навантаження чистим згином з автоматичною реестра-цiею прогину зразка та змши електродного потенцiалу за допомогою ЕОМ, використовуючи 24-бгтне аналого-цифрове перетворення.
1нформащя про aBTopiB:
Побережний Любомир Ярославович, д-р техн. наук, професор, 1ФНТУНГ кафедра xiMii, тел. +380342727173.
Email: lubomyrpoberezhny@gmail.com Станецький Андрш 1горович, канд. техн. наук, пщполковник ЗСУ, заступник завiдувача кафедри вмськово! пiдготовки 1ФНТУНГ,
тел. +380342502506. Email: ais110876@ukr.net Грицанчук Андрш Валентинович, астрант, 1ФНТУНГ кафедра xiMii, тел. +380342727173. Email: kindix@i.ua Цитування за ДСТУ: Побережний Л. Я., Станецький А. I., Грицанчук А. В. Корозiя тривало експлуатованих трубних сталей у
середовищах хлоридного типу. Науковий вкник НЛТУ Украши. 2017. Вип. 27(5). С. 114-118. Citation APA: Poberezhny, L. Ya., Stanetsky, A. I., & Hrytsanchuk, A. V. (2017). Corrosion of long operated pipe steels in the chloride environments. Scientific Bulletin of UNFU, 27(5), 114-118. https://doi.org/10.15421/40270523
,3,na oqiHKH mBHgKocTi Kopo3ii' BHKopucTOByBanH BaroBHH (rpaBiMeTpHHHHH) MeTog, aKHH 6a3yeTbca Ha nopiB-HaHHi pe3ynbTariB 3Ba®yBaHHa 3pa3KiB go i nicna eKcne-pHMeHTy 3 ypaxyBaHHaM nnomi 3pa3Ka, aKHH 3aHypwBanu b arpecHBHe cepegoBume, Ta Hacy eKcno3Hmi. BuMipw-BaHHa BTpaTH Baru - HaHnpocTimuH cnoci6, mo xapaKre-pu3ye mBugKicTb Kopo3ii. OgHaK qeH cnoci6 noTpe6ye ge-aKoro Hacy eKcno3Hmi.
rpaBiMeTpuHHHH MeTog 3a6e3nenye npaMe i 6e3eTa-noHHe BH3HaneHHa BTpaTH Macu MeTany, mo gae 3Mory pe-ani3oByBam mupoKe Kono gocnigHHqbKHx 3agaH, mo rpyH-TywTbca Ha 3Ba®yBaHHi. napaMeTp, mo BH3HanaeTbca -Maca 3pa3Ka, mo He BHMarae gogaTKoBoro Kani6pyBaHHa, a pe3ynbTaTH 3Ba®yBaHHa He noTpe6ywTb CKnagHux po3pa-xyHKiB Ta iHrepnpeTami. MeTog rpaBiMeTpii e yHiBepcanb-hhm, 3 Horo gonoMorow Mo®Ha gocnig®yBarH 6ygb-aKi MeTaninHi Ta HeMeTaniHHi Marepianu. ,3,o nepeBar MeTogy BapTo BigHecTH Mo®nHBicrb MaKcHManbHoro Ha6nu®eHHa yMoB gocnig®eHb go peanbHHx yMoB eKcnnyaTami o6nag-HaHHa: 3a CKnagoM arpecuBHoro cepegoBuma, CTaHoM no-BepxHi MeTany, 3a MexaHiHHHMH HaBaHra®eHHaMH Tomo.
noKa3HHKoM gna BH3HaneHHa mBHgKocTi Kopo3ii Baro-bhm MeTogoM e noKa3HHK mBHgKocTi K, mo BH3HanawTb 3a BigHomeHHaM piзннцi Mi® Barow MeTany go gocnig®eHb Ha Kopo3iw (m0) i nicna gocnig®eHb (mi) go gocnig®yBa-hoi noBepxHi S i Hacy gocnig®eHb t:
K
m0 - mi ' St
(i)
ge: K - BaroBHH noKa3HHK Kopo3ii; p - rycTHHa MeTany; 8,76 - nepeBigHHH Koe^imeHT Big r/M2rog go MM/piK.
BaroBHH noKa3HHK mBHgKocTi Kopo3ii He BpaxoBye rycTHHy MeTany. ToMy Horo nepepaxoByBanH Ha rnu6uH-hhh noKa3HHK, aKHH xapaKTepH3ye yroHeHHa criHKH Tpy-6onpoBogy.
Pe3ynbTaTH gocnig®eHb Ta ix o6roBopeHHa. Ha noBirpi cnocTepiraeMo 3pocraroHy KiHeTHKy (phc. i) i3 3aryxaH-hhm пpoцecy Ha ocTaHHiH cragii Ta BHxogoM Ha cTa6inbHy ginaHKy aK gna MaTepiany b cram nocTaBKH, TaK i gna eKcnnyaTOBaHoro. npHpicT ge^opMami cTaHoBHTb 1520 %. TaKi TeHgeHmi He craHoBnaTb He6e3neKH, 3 noro Mo®Ha 3po6HTH bhchobok, mo HecHa 3gaTHicTb Tpy6onpo-Bogy, aKHH y пpoцeci 40 poKiB eKcnnyaTami He niggaBaBca gii Kopo3HBHoro cepegoBHma, 3MiHHTbca He3HaHHo. OgHaK Ha npaKram, 6epyHH go yBarH HegocKoHanicTb npoTHKo-po3iHHHx noKpHTTiB, aKi BHKopHcToByBanH y 6ygiвннцтвi MaricTpanbHHx Tpy6onpoBogiB нaпpнкiнцi 60-x Ta b 70-x poKax XX ct., TaKa cmyama e cKopime rinoTeTHHHow. BHnpo6oByBaHHa Ha noBirpi Mano Ha MeTi craTH ronoB-hhm hhhom BignpaBHow tohkow gna BuoKpeMneHHa Bnnu-By Kopo3HBHoro cepegoBHma Ha KiHeTHKy ge^opMami cra-ni Tpy6onpoBogy Ha ni3HiH cragii eKcnnyaTami.
3i 36inbmeHHaM BenuHHHH Hanpy®eHb пpoцecн ge$op-MyBaHHa npoxogaTb 3 6inbmow mBHgKicrw. 3a HaHBumux piBHiB Hanpy®eHb Ha KpuBiH ge^opMami cnocTepirawrbca quKninm npucKopeHHa. npunoMy xapaKTepHo, mo gna gerpagoBaHoro MaTepiany bohh pi3Kimi i noHHHawTb no-aBnaTuca 3a hh®hhx piBHiB Hanpy®eHb. TaKy noBegiHKy TpuBano eKcnnyaToBaHoi cTani Tpy6onpoBogy Mo®Ha no-acHHTH po3bhtkom MiKpoTpimHH Ta BHyrpimHix crpyKTyp-hhx ge^eKTiB, HacnigKoM aKoro e npucKopeHe ge^opMy-BaHHa.
OcKinbKH b TpuBanoeKcnnyaToBaHoMy MaTepiani Tpy-6onpoBogy 3HanHo BumuH iHTerpanbHHH noKa3HHK Kinb-
KocTi nomKog®eHb, 3oKpeMa i MiKpoTpimuH y 3apogKoBo-My cTaHi, to BenHHHHa npuKnageHHx Hanpy®eHb, noTpi6Ha gna ix po3BHTKy, 6yge hh^how. nogi6Hy noBegiHKy Tpu-Bano eKcnnyaToBaHHx Tpy6HHx cTaneH onucaHo TaKo® y po6oTax (Krasowsky, Dolgiy & Torop, 2001; Nykyforchyn et al., 2009).
0 50000 100000 150000 200000 250000 t, XB Phc. 1. KiHeTHKa ge^opMaiin MaTepiany Tpy6onpoBogy Ha noBirpi: ■ - crant y cTaHi nocTaBKH; □ - 41 piK eKcnnyaraiin
OKpeMo Bapro BpaxoByBaTH i crpyKTypHy дerpaдaцiw MeTany, yTBopeHHa MiKponopo®HHH Ta HMoBipHe HaBog-HWBaHHa BHacnigoK TpHBanoi gii' eKcnnyaTaqiHHHx cepe-goBHm. CyKynHicTb цнx hhhhhkib i npu3BogHTb go 3MeH-meHHa 3gaTHocTi hhhhth onip ge^opMaqiaM, a noripmeH-Ha y npoqeci TpHBanoi eKcnnyaTaqii xapaKTepucTHK Tpi-muHocTiHKocTi Hece b co6i 3arpo3y nigBHmeHoi HyTnHBoc-Ti go gii Kopo3HBHHx cepegoBHm Ta po3BHTKy npoqeciB Kopo3iHHoro po3TpicKyBaHHa.
nocTae nHTaHHa nporHo3yBaHHa po3BHTKy BHaBneHHx ge^opMaqiHHux npoqeciB nig Hac goBroTpuBanoi eKcnny-aTaqii Tpy6onpoBogiB. OgHHM i3 napaMeTpiB TyT Mo®e cnyryBaTH KyT Haxuny 3aBepmanbHoi ginaHKH ge^opMa-qiHHoi KpuBoi. 3a Horo noKa3HHKoM Mo®Ha cygHTH npo pi-BeHb 3aTyxaHHa npoqecy: HH3bKi noKa3HHKH BignoBigam-MyTb He3HaHHiH He6e3neqi po3BHTKy npoqecy, BHcoKi ® cBigHHTHMyTb npo gocuTb 3HaHHi pu3HKH BHHHKHeHHa no-3amraTHHx cuTyaqiH.
Цeн noKa3HHK Mo®Ha BHKopucTaTH He TinbKH gna BHn-po6oByBaHb Ha noBirpi, ane i gna Kopo3iHHo-MexaHiHHHx gocnig®eHb. Togi qeH noKa3HHK gogaTKoBo cnyryBaTHMe MapKepoM HyTnHBocTi MaTepiany Tpy6onpoBogy go TpuBa-noi gii eKcnnyaTaqiHHoro cepegoBHma.
XapaKrep po3BHTKy ge^opMamHHHx npoqeciB y MC1-MC3, nopiBHaHo i3 noBirpaM, 3HaHHo He 3MiHweTbca (puc. 2-4). ®iKcyeMo 3pocTaHHa npupocTiB ge^opMaqii 3i 36inb-meHHaM piBHa npuKnageHHx Hanpy®eHb. Ha BigMiHy Big noBirpa, y gocnig®yBaHHx cepegoBHmax He cnocTepi-raeTbca qHKniHHHx npucKopeHb-cnoBinbHeHb ge^opMy-BaHHa, mo Mo®e 6yTH noacHeHo giew e^eKTy Pe6iHgepa.
KyTH Haxuny 3aBepmanbHHx ginaHoK 3pocTawTb, mo cBigHHTb npo 6inbmy nporHo3Hy TpuBanicTb po3BHTKy ge-^opMaqiHHHx npoqeciB b yMoBax BnnuBy eKcnnyaTaqiHHo-ro cepegoBHma.
TaKi 3MiHH y xapaKTepi ge^opMaqiHHux npoqeciB Mo®Ha noacHHTH cninbHow giew gBox hhhhhkib - piBHa npuKnageHHx MexaHiHHHx Hanpy®eHb Ta Kopo3HBHoi gii cepegoBuma. npunoMy ponb Kopo3HBHoro cepegoBuma e BH3HananbHow, npo mo cBigHHTb nopiBHaHHa 3 KiHeTHHHH-mh kphbhmh Ha noBirpi. npoaHani3yBaBmu noKa3HHKH
приросту деформацш та купв нахилу завершальних дь лянок кривих можемо зробити висновок, що для труб-но! сталi 17ГС у станi поставки найнебезпечшшими у цiй групi середовищ будуть МС2 та МС3.
1-1-1-1-1-1-1-1-г
50000 100000 150000 200000 250000 t, ХЁ
Рис. 2. Юнетика деформацй матерiалу трубопроводу у МС-1:
■ - сталь у стат поставки; □ - 41 рж експлуатацй
Рис. 3. Юнетика деформацй матерiалу трубопроводу у МС-2: ■ - сталь у стат поставки; □ - 41 рж експлуатацй
ня. Також взаeмодiя з корозивним середовищем е причиною збшьшення пошкодженостi поверхнi труби, що виражаеться в утвореннi та розвитку корозшних ура-жень. Тому тд час оцiнювання працездатностi трубопроводу та з метою !! забезпечення за тривало! дИ експлуатацiйних середовищ потрiбно враховувати вплив корозiйного та мехашчного чинник1в на експлу-атацшт характеристики труб, що потребуе проведения додаткових мотторингових заходiв на дшянках, як1 проходять через високомiнералiзоваиi грунти.
Якщо порiвияти деформацiйну поведiнку експлуато-ваного та не експлуатованого матерiалу, неважко помь тити збереження зафжсовано! на повiтрi тенденцп приросту абсолютно! величини деформацй повзучосп. Водночас у вах модельних середовищах, на ввдмшу вiд повiтря, неозброеним оком фжсуемо тенденцiю збшь-шення абсолютного приросту деформацй повзучосп зi зростанням рiвия номiнальних напружень.
Збiльшения концентрацп корозивних компонентiв у модельних середовищах зумовлюе незначне зростання абсолютно! величини деформацй повзучосп, небезпеч-нiшим е зростання кута нахилу завершально! дмнки криво! повзучостi за найнижчих рiвнiв напружень (табл.). Така тенденцiя особливо небезпечна з огляду на те, що трубопровщ у такому режимi повинен експлу-атуватися значний перюд часу, що може призвести до тдвищення ризику виникнення аварiйних ситуацш.
Табл. Кути нахилу завершальних дшянок кривих деформацй сталi 17ГС у МС
МС Неексплуатована труба 41 рж експлуатацй
330 МПа 420 МПа 510 МПа 330 МПа 420 МПа 510 МПа
1 2,95 6,6 5,74 4,15 7,8 7,05
2 5,7 8,75 9,4 7,32 10,09 10,5
3 6,4 4,2 1,45 8,85 6,2 4,6
О 60000 100000 150000 200000 250000 t min
Рис. 4. Юнетика деформацй матерiалу трубопроводу у МС-3: ■ - сталь у стат поставки; □ - 41 рж експлуатацй
Процеси тривало! дп грунтового електролпу на сталь трубопроводу полегшуе розвиток поверхневих дефекпв, отриманих на стадi! виробництва та укладан-
Заиепокоения викликае не тшьки сам факт збшь-шення кута нахилу завершальних дмнок кривих для тривало експлуатованого металу трубопроводу, а й величина цього приросту, яка за екстремальних наванта-жень може сягати 2,5-3,2 раза, що зумовлюе зменшення показник1в живучосп для тривало експлуатовано! сталi. Навиъ за найменших дослiджуваиих напружень показ-ники приросту кута нахилу знаходяться у межах 2841 %, що свщчить про пiдвищену чутливють до тривало! дi! експлуатацшних середовищ, i вимагае вживати запобiжних заходiв для забезпечення працездатностi трубопроводiв у таких умовах.
Потрiбно постшно розширювати сортамент досль джуваних сталей для нагромадження масиву даних iз метою розроблення концепцi! корозiйного мониторингу трубопроводiв та комплексу заходiв iз забезпечення !х надiйно! роботи за тривало! дп експлуатацiйних середовищ (грунтових електролiтiв, тдтоварно! води тощо).
Отже, за результатами проведених дослвджень вив-чено вплив тривало! експлуатацй на деформацшну по-ведiнку матерiалу трубопроводу у хлоридних модельних середовищах, i показано, що залежно вiд рiвия но-мiнальних напружень прирют деформацi! повзучостi порiвияно з неексплуатованою сталлю може становити до 30 %.
Водночас, загальний прирiст деформацi! для експлу-атованого протягом 40 рок1в матерiалу трубопроводу
знаходиться в межах 3.. .7 % сам по собi не е достатньо небезпечним. Основш ризики полягають у кумулятив-нiй дп к1лькох чиннишв (зменшення несно! здатностi, погiршення характеристик трщиностшкосп, вплив на-воднювання тощо), за яко! будь-яке погiршення експлу-атацiйних характеристик може стати фатальним.
Дослвдження у хлоридних середовищах показали (рис. 5) вщчутне збiльшення швидкосп загально! коро-зИ" зi зростанням концентрацп хлорид-iонiв при переход вiд МС1 до МС2, i дещо менше при переходi вщ МС2 до МС3. Порiвнявши швидкосп загально! та локально! корози, можемо констатувати яскраву штенси-фшащю локальних корозiйних процесiв, причому вона зростае зi збiльшенням концентрацi! хлорид йошв. Зi збiльшенням концентрацi! хлорид-йошв дiя мехашчно-го чинника теж ютотно зростае як у разi загально! коро-зiйно! деградацi!, так i для локально! корозi!.
При локальнш корозi! зi збiльшенням рiвня мехашч-них напружень спостерiгаемо значну iнтенсифiкацiю корозiйних процесiв, особливо на далянщ пружно-плас-тично! деформацi! ^апазон 1,35 <701,2 - 1,65 <701,2). За-фiксовано активне зростання швидкостей загально! та локально! корози, хоча у випадку МС1 зростання швид-костi локально! корозi! незначне, що пов'язано iз ввд-носно невеликою локалiзацiею корозiйних процесiв.
Для коректно! оцiнки експлуатацiйних ризик1в, ресурсу та залишкового ресурсу безпечно! експлуатацi! надзвичайно важливо знати швидшсть утонення стiнки трубопроводу (див. рис. 5; б, г) у процеа експлуатацп для вчасного запобiгання можливим позаштатним ситу-ацiям. Спостерiгаемо подiбнi до вiдповiдних залежнос-тей у масових втратах закономiрностi.
Можемо зазначити, що за умови пошкодження iзо-ляцi! та вiдсутностi чи неналежно! якостi активного протикорозiйного захисту утонення у хлоридних середовищах в обласп експлуатацшних навантажень може сягати 0,45-0,55 мм, а з урахуванням локалiзацi! проце-су у випадку МС3 перевищувати 6 мм/рш, що свщчить про значну небезпеку розгерметизацп трубопроводiв, особливо тих, як1 експлуатуються понад 15.25 рок1в iз застаршим та недовговiчним бiтумним протикоро-зшним покриттям (Gu, Luo & Мао, 1999; Gan et а1., 1994).
Особливо важливо провести аналiз грунтових вод вздовж трас пролягання трубопроводiв, щоб своечасно оцiнити ризики корозiйно! деградацп сталi трубопроводу, попередити та недопустити розгерметизацiю чи складнiшi вщмови та аварiйнi ситуацi!.
Висновки
• Дослвджено вплив термшу напрацювання на деформа-цшну повед1нку трубно! стал1 у грунтах хлоридного типу. Встановлено, що прир1ст деформаци становить до 30 %.
• Визначено найнебезпечшш з корозшно! точки зору хло-ридт середовища - МС2 та МС3.
• Вивчено вплив величини мехашчних напружень та ш-м1чного складу середовища на корозшну деградацию тривало експлуатованих трубопровод1в у грунтах хлоридного типу.
Рис. 5. Залежтсть швидкосп корози (а, в) та утонення стшки труби (б, г) у хлоридних елекгролггах: рiвномiрна корозiя (а, б), локальна корозш (в, г)
Перелш використаних джерел pipelines and oil storagere servoirs. Materials Science, 47(2), 127136.
Gan, F„ Sun, Z. W„ Sabde, G„ & Chin, D. T. (1994). Cathodic pro- Kryzhanivskyi, E. I., Hrabovskyi, R. S., & Mandryk, O. M. (2013).
tection to mgte External Corrosion of UMagrouM Steel Pipe Estimation of the service ability of oil and gas pipelines after long-
Beneath Disbonded Coating. Corrosion, 50(10), 804-816. termoperation according to the parameters of their defectiveness.
Mp^/Mrn.OTg/10.5006/1.3293470 Materials Science, 49(1), 117-123.
Gu, B., Lu°, J., & Mao, X. (1999). Hydrogen-Facilitated Anodic Dis- Metodyka otsinky (2002). Metodyka otsinky tekhnichnoho stanutrub-
solution-Type Stress Corrosion Ciackmg of Pipeline Steels m Near- hazoprovodu z tryvalym strokom ekspluatatsii ta yoho zalyshkovo-
Neutral pH Solution. Corrosion, 55(1), 96-106. ho resursu (2nd ed.) Kyiv: DK "Ukrtranshaz". 72 p. [in Ukrainian].
https://doi.org/10.5006/1.3283971 Nykyforchyn, H. M. et al. (2009). Degradation of steels used in gas
Kaipash, O. M, Zmchak, Ia. M., & Kaipash,M. O. (2007). Tekhnolo- main pipelines during their 40-year operation. Strength of materials,
hiia tazasoby neruinivnoho kontroliu i tekhnichnoi diahnostyky naf- 41(5) 501-505
t()hazovohoot)^^dnannia^ promyslovosti. Naftova i hazovapromyslo- Poberezhnyi, L. Ya., & Stanetskyi, A. I. (2011). Koroziino-mekha-
vist, 6, 8-11. [in Ukrainian]. nichna dehradatsiia mahistralny khhazoprovodiv. Naftova i hazo-
Krasowsky, A. Y., Dolgiy, A. & Torop, V. M. (2001). Charpytes- vapromyslovist, 1, 36-38. [in Ukrainian].
tag to estate ppdme steel degradation after 30 years of operati- Poberezhnyi, L. Ya., Stanetskyi, A. I., & Rudko, V. V. (2011). Koro-
on. InProc. "CharpyCentaryConference", poitiers (Vo1. 1 pp. 489- ziinyi monitorynh tranzytnykh hazoprovodiv. Visnyk TNTU, 3,
495)- 20-26. [in Ukrainian].
Kryzhanivskyi, E. I., & Nykyforchyn, H. M. (2011). Specific features of hydrogen-induced corrosion degradation of steel sof gas and oil
Л. Я. Побережный, А. И. Станецкий, А. В. Грицанчук
Ивано-Франковский национальный технический университет нефти и газа, Ивано-Франковск, Украина
КОРРОЗИЯ ДЛИТЕЛЬНО ЭКПЛУАТИРУЕМЫХ ТРУБНЫХ СТАЛЕЙ
В СРЕДАХ ХЛОРИДНОГО ТИПА
Значительная часть разветвленной сети магистральных трубопроводов Украины находится в эксплуатации более 30 лет. С увеличением срока их эксплуатации все актуальнее становится проблема эффективной и непрерывной работы трубопроводного транспорта, которая обеспечивается организацией периодической технической диагностики состояния элементов трубопроводов и ремонта в местах выявленных недопустимых дефектов. На поздней стадии эксплуатации нефтегазопроводов особенно актуальной научно-технической проблемой становится надлежащее обеспечение технической надежности и безопасной эксплуатации трубопроводов с применением методов технического диагностирования, особенно, коррозионных дефектов, а также разработка эффективных методов оценки работоспособности эксплуатируемого материала. Экспериментальные исследования выполнены с использованием методов тензометрии и потенциометрии по разработанной методике на основе созданной в ИФНТУНГ автоматизированной испытательной системы с ЭВМ, что позволяет получить высокую точность и достоверность результатов эксперимента. Исследовано влияние срока наработки на деформационное поведение трубной стали в почвах хлоридного типа. Установлено, что прирост деформации составляет до 30 %. Определены самые опасные с коррозионной точки зрения хлоридные среды - МС2 и МС3. Изучено влияние величины механических напряжений и химического состава среды на коррозионную деградацию длительно эксплуатируемых трубопроводов в грунтах хлоридного типа.
Ключевые слова: коррозионно-механическая деградация; срок наработки; хлоридные среды; деформационное поведение; локальная коррозия.
L. Ya. Poberezhny, A. I. Stanetsky, A. V. Hrytsanchuk
Ivano-Frankivsk National Technical University of Oil and Gas, Ivano-Frankivsk, Ukraine
CORROSION OF LONG OPERATED PIPE STEELS IN THE CHLORIDE ENVIRONMENTS
Most of oil and gas main pipelines in Ukraine has been in operation for more than 30 years. With the increase in the terms of their operation, the problem of efficient and continuous operation of pipeline transport becomes more urgent, which is ensured by the organization of periodical technical diagnostics of the state of pipeline elements and repair in places of detected inadmissible defects. At the later stage of exploitation of oil and gas pipelines the proper technical and technical problem is to ensure the technical reliability and safe operation of pipelines with the use of methods of technical diagnostics, especially corrosion defects, as well as the development of effective methods for assessing the working capacity of the exploited material. Experimental studies were carried out using strain gauge and potentiometry methods based on the previously developed computer-aided testing system with computers on the IFNTUNG, which allows obtaining high accuracy and reliability of the results of the experiment. The object of our researches were selected major gas pipelines of large diameter made of steel 17GS, which were in operation for 41 years. It is precisely this material of pipes that was widely used in the construction of main pipelines in the 70 s of the last century and is being exploited at present. The nature of the development of deformation processes in MS!-MS3 compared with air does not change significantly. We fix growth of deformation increments with increase of applied stresses. Unlike air, in the studied media there are no cyclical acceleration-decay deformations, which can be explained by the effect of the Rebinder effect. The angles of inclination of the final sections are increasing, which indicates a greater predicted duration of development of deformation processes under conditions of influence of the operating environment. If we compare the deformation behavior of the exploited and non-extruded material, it is easy to see the preservation of the air-creep tendency of the absolute magnitude of the creep deformation. At the same time, in all model environments, unlike the air, with the naked eye we fix the tendency to increase the absolute increase in the creep deformation and with the increase in the level of nominal stresses. The influence of the term of work on the deformation behavior of tubular steel in soils of chloride type is investigated. It has been established that the deformation gain is up to 30 %. The most dangerous from the corrosive point of view chloride environments - MS2 and MC3. Even for the smallest stresses studied, the indicators of the slope gain are in the range of 28-41 %, which indicates an increased sensitivity to the prolonged use of operating environments, and requires taking precautionary measures to ensure the operability of pipelines in such conditions.
Keywords: corrosion-mechanical degradation; term of production; chloride medium; deformation behavior; local corrosion.
