О ВОЗМОЖНОСТИ ВЫЯВЛЕНИЯ ОЧАГОВ ПОДПЛЕНОЧНОЙ КОРРОЗИИ ГАЗОПРОВОДОВ ПО НАЛИЧИЮ СУЛЬФАТВОССТАНАВЛИВАЮЩИХ БАКТЕРИЙ Текст научной статьи по специальности «Химические технологии»

ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ

УДК 620.193.81

С.А. Петров1, e-mail: SPetrov2@spb.ltg.gazprom.ru; А.В. Василевич1, e-mail: avasilevich@spb.ltg.gazprom.ru; К.В. Козлов1, e-mail: kkozlov@spb.ltg.gazprom.ru

1 Филиал ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» - Инженерно-технический центр (Санкт-Петербург, Россия).

О возможности выявления очагов подпленочной коррозии газопроводов по наличию сульфатвосстанавливающих бактерий в грунте

В статье представлены результаты исследования, целью которого являлось выявление роли сульфатвосстанавливающих бактерий в развитии коррозионных повреждений подземных газопроводов, изолированных с применением защитных покрытий пленочного типа, а также повышение точности прогнозирования потенциальных мест отслоения изоляционного покрытия и развития подпленочной коррозии.

В рамках исследования, в частности, был проведен анализ дефектов, имеющих максимальную глубину коррозионных поражений, на 22 участках одного из магистральных газопроводов ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург», изолированных с применением покрытий пленочного типа. Были изучены данные внутритрубной диагностики, коррозионных обследований, обследований в шурфах, сведения о грунтах и внешних факторах, влияющих на коррозионное состояние участков газопроводов, и т. д. Опробована методика идентификации биокорозии (определения биокоррозионной агрессивности грунта), позволяющая выявить наличие восстановленных соединений серы (гидросульфидов, сульфидов железа, некоторых органических соединений), дополненная анализом проб с проведением реакции в среде хлористого бария.

Кроме того, в ходе исследования был проведен анализ защищенности газопровода-отвода в 2009-2018 гг. по данным диагностических коррозионных обследований и сезонных измерений защитного потенциала. Выявлена взаимосвязь наличия сульфатвосстанавливающих бактерий в местах отслоения изоляционного покрытия и развития подпленочной коррозии в околотрубном грунте. Подробно рассмотрен механизм биокоррозионного воздействия.

Сделан вывод о достаточно высокой точности определения потенциальных мест отслоения изоляционного покрытия и развития подпленочной коррозии по наличию в околотрубном грунте сульфатвосстанавливающих бактерий.

Ключевые слова: магистральный газопровод, защитное покрытие, подпленочная коррозия, сульфатвосстанавливающие бактерии.

S.A. Petrov1, e-mail: SPetrov2@spb.ltg.gazprom.ru; A.V. Vasilevich1, e-mail: avasilevich@spb.ltg.gazprom.ru; K.V. Kozlov1, e-mail: kkozlov@spb.ltg.gazprom.ru

1 Branch of Gazprom transgaz Saint-Petersburg LLC - Engineering and Technical Center (Saint-Petersburg, Russia).

On Detectability of Sub-Film Corrosion Centers in Gas Lines Basing on the Presence of Sulfate-Reducing Bacteria in Soil

The article presents findings of the investigation aimed at detecting sulfate-reducing bacteria effects on the growth of corrosion damages in underground gas lines insulated with protective film coatings, as well as increasing identification accuracy of potential exfoliation points on the insulating coating and sub-film corrosion growth. As part of the investigation, in particular, analysis of defects was carried out, with the depths of corrosion damages reaching maximum in 22 sections of a Gazprom transgaz Saint-Petersburg LLC trunk gas line insulated with coatings of the film type. Data studies were carried out for in-pipe diagnostics, corrosion inspections, in-pits surveys, soils and external factors influencing corrosive conditions of gas line sections, etc. The procedure of biological corrosion detection (determinition of biocorrosive soil aggressiveness) was tested making it possible to identify the availability of reduced sulfides (hydrosulfides, iron sulfide, certain organic sulfides), and completed with barium chloride tests of samples. Besides, as part of the investigation, protection analysis of the gas pipeline branch was carried-out in 2009-2018 taking diagnostic corrosion inspections

34

№ 11 ноябрь 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

ANTICORROSIVE PROTECTION

and seasonal gaging of protective potential as the basis. Interdependence of sulfate-reducing bacteria presence in exfoliation points on the insulating coating and growth of sub-film corrosion in near-pipe soil was identified. Mechanism of biological corrosion effects was described in detail. The article concludes with a relatively high identification accuracy of potential exfoliation points on the insulating coating and growth of sub-film corrosion basing on the presence of sulfate-reducing bacteria in near-pipe soil.

Keywords: main gas pipeline, protective coating, sub-film corrosion, sulfate-reducing bacteria.

Ш +J

о c 11

m —I

Ol

^ E - §

ш -5 и К ф Ф

s -о тз

s 1=; <= 1 о о

Я Ä И m о о. 5 i-

о ►

о.

о

0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2

0,1

0

О О О Г-» Г^ О

о m со + + +

о о + +

00 Ni- 41- Nj- Ni- Ni"

OOOO*-"CMC\jinv0CM<-iCMCrj>4-

ifl^iflinfOcnmfomoiOCM^sf + + + + + + + + + + + + + +

OOOOCTlCT»OOJCVIOJCVIC\JCVlNi-Ni-Ni-«<i-rlrlrlrlCMOJCMCMCMMNWPJtVJW

Q_Q_Q_Q_D_D_Q_D_

Q_ Q_

ÎZ ^ i«Î ^ ^ ^ У ^ V ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^

Пикетаж трубы, км Pipe picketage, km

Рис. 1. Скорость развития коррозионных дефектов за период 2009-2017 гг., по данным внутритрубной диагностики

Fig. 1. 2009-2017 rate of corrosion defect growth by in-pipe diagnostic data

ВВЕДЕНИЕ

ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» эксплуатирует более 11 тыс. км магистральных газопроводов и газопроводов-отводов, более 30 % которых составляют газопроводы с защитными покрытиями пленочного типа [1]. Опыт эксплуатации подземных трубопроводов показывает, что, несмотря на практически 100 %-ную защищенность трубопроводов от коррозии по протяженности и во времени средствами электрохимической защиты [2], основными коррозионными повреждениями трубопроводов являются дефекты, возникшие в местах отслоения защитных покрытий, выполненных преимущественно из полимерных лент. Такие покрытия из-за длительности эксплуатации (более 15 лет), сложности нанесения в трассовых условиях и низких показателей механической и адгезионной прочности по сравнению с современными изоляционными покрытиями утратили свои функциональные свойства на ряде участков газопроводов. Защитные покрытия пленочного типа предрасположены к сдвигу, образованию складок и гофров. Низкие адгезионные свойства таких покрытий приводят к отслоению, попаданию под защитное покрытие грунтовых вод и микроорганизмов, что обусловливает наличие потенциальной опасности развития подпленочной коррозии. Организация противокоррозионной защиты осложняется тем, что более чем на 4 тыс. км магистральных газопроводов ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» отсутствует техническая возможность проведения внутритрубной диагностики [3].

В то же время из-за высоких диэлектрических свойств пленочного покрытия в отсутствие сквозных дефектов вероятность выявления его отслоений при проведении коррозионных (электрометрических) обследований, а также внутритрубной диагностики (ВТД) достаточно низка.

При этом необходимо отметить негативное воздействие токов катодной защиты на участки трубопровода под отслоениями защитного покрытия. Это связано с попаданием электролита под изоляцию, которая, поляризуясь в отрицательную сторону под воздействием токов

катодной защиты, смещает потенциал трубопровода в положительную сторону и приводит к образованию анодных зон и макропар на поверхности металла. Выявление подпленочной коррозии в местах ее отслоения методом шур-фового обследования в отсутствие сквозных повреждений изоляционного покрытия также малоэффективно. Таким образом, можно сделать вывод, что на сегодняшний день эффективных методик по выявлению подпленочной коррозии не существует. Кроме того, анализ результатов ВТД и диагностических коррозионных об-

Ссылка для цитирования (for citation):

Петров С.А., Василевич А.В., Козлов К.В. О возможности выявления очагов подпленочной коррозии газопроводов по наличию сульфатвосстанавливающих бактерий в грунте // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2019. № 11. С. 34-38.

Petrov S.A., Vasilevich A.V., Kozlov K.V. On Detectability of Sub-Film Corrosion Centers in Gas Lines Basing on the Presence of Sulfate-Reducing Bacteria in Soil. Territorija "NEFTEGAS" [Oil and Gas Territory]. 2019;(11):34-38. (In Russ.)

Таблица 1. Сопоставление данных обследований в шурфах с данными внутритрубной диагностики

Table 1. In-pits inspection data vs. in-pipe diagnostics data

№ трубы Pipe No. Пикетаж трубы, км Pipe picketage, km Толщина стенки трубы, мм Pipe wall thickness, mm Глубина дефекта, по данным внутритрубной диагностики, мм Defect depth according to in-line inspection, mm Глубина дефекта в шурфах, мм Defect depth in the pits, mm

2009 2013 2017 2018

1 Пикет (ПК) 8 + 04 Kilometer post (KP) 8 + 04 8,0 1,7 2,4 3,6 3,5

2 ПК 14 + 00 KP 14 + 00 8,0 0,0 1,6 4,3 4,0

3 ПК 14 + 30 KP 14 + 30 8,0 0,0 1,3 2,4 1,0

4 ПК 14 + 30 KP 14 + 30 8,0 1,3 2,7 3,7 3,5

5 ПК 14 + 77 KP 14 + 77 8,0 1,4 2,4 3,6 3,0

6 ПК 14 + 77 KP 14 + 77 8,0 1,0 1,2 2,5 2,5

7 ПК 17 + 00 KP 17 + 00 8,0 1,3 1,2 3,5 2,5

8 ПК 18 + 00 KP 18 + 00 6,2 1,3 1,7 2,9 2,0

9 ПК 18 + 50 KP 18 + 50 6,2 0,0 3,0 3,3 4,0

10 ПК 19 + 40 KP 19 + 40 6,0 0,0 3,1 3,6 3,0

11 ПК 19 + 50 KP 19 + 50 6,0 0,0 2,4 2,4 2,5

12 ПК 20 + 50 KP 20 + 50 8,0 0,0 2,3 3,2 3,0

13 ПК 22 + 31 KP 22 + 31 6,2 0,9 1,5 1,7 2,0

14 ПК 22 + 32 KP 22 + 32 6,2 0,9 1,0 1,4 1,5

15 ПК 22 + 32 KP 22 + 32 6,2 0,0 0,0 0,9 1,8

16 ПК 22 + 35 KP 22 + 35 6,2 0,7 1,5 2,5 2,6

17 ПК 22 + 36 KP 22 + 36 6,2 1,0 1,8 4,7 6,0

18 ПК 22 + 92 KP 22 + 92 6,2 1,2 1,9 2,8 4,0

19 ПК 24 + 01 KP 24 + 01 8,0 1,0 2,1 3,6 3,9

20 ПК 24 + 22 KP 24 + 22 8,0 1,8 2,6 3,4 3,1

21 ПК 24 + 43 KP 24 + 43 8,0 1,8 2,4 3,4 2,5

22 ПК 24 + 44 KP 24 + 44 8,0 1,8 2,4 3,7 3,1

следований за несколько лет не позволяет прогнозировать места образования и развития коррозионных дефектов на газопроводах с пленочным защитным покрытием.

Опыт диагностических обследований в шурфах подтверждает, что в большинстве случаев в непосредственной близости от участков трубопровода, на которых образуются коррозионные дефекты подпленочного типа, сквозные дефекты изоляции отсутствуют.

РЕЗУЛЬТАТЫ АНАЛИЗА КОРРОЗИОННЫХ ДЕФЕКТОВ ПОДПЛЕНОЧНОГОТИПА

В рамках диагностических обследований в шурфах при проведении ремонтных работ на одном из магистральных газопроводов Общества, изолированных с применением покрытий пленочного типа, в 2019 г. был проведен анализ дефектов, имеющих максимальную глубину коррозионных поражений, на 22 участках. Были, в частности, проанализированы данные внутритрубной диагностики, коррозионных обследований, обследований в шурфах, сведения о грунтах и внешних факторах, влияющих на коррозионное состояние участков газопроводов, и др. Для оценки влияния биокоррозии на развитие коррозионных дефектов были использованы данные химического анализа проб околотрубного грунта и подпленочного электролита. Обследования в шурфах проводились по результатам ВТД 2009 г., 2013 г. и 2017 г. Скорость коррозии на обследованных участках составила 0,01-0,713 мм/год. Результаты анализа развития коррозионных дефектов представлены в табл. 1 и на рис. 1. Статистика распределения дефектов по угловому расположению по результатам ВТД приведена на рис. 2. В рамках данной работы был также проведен анализ защищенности газопровода-отвода в 2009-2018 гг. по данным диагностических коррозионных обследований и сезонных измерений защитного потенциала. Зон недоза-щиты по протяженности и во времени за анализируемый период не выявлено. Блуждающих токов, оказывающих негативное влияние на защищенность

ANTICORROSIVE PROTECTION

Таблица 2. Результаты замеров защитных потенциалов Table 2. Gaging results of protective potentials

№ No. № шурфа Pit No.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22

Пикетаж трубы, км Pipe picketage, km ПК 8 + 04 KP 8 + 04 ПК 14 + 00 KP 14 + 00 ПК 14 + 30 KP 14 + 30 ПК 14 + 30 KP 14 + 30 ПК 14 + 77 KP 14 + 77 ПК 14 + 77 KP 14 + 77 ПК 17 + 00 KP 17+00 ПК 18 + 00 KP 18 + 00 ПК 18 + 50 KP 18 + 50 ПК 19 + 40 KP 19 + 40 ПК 19 + 50 KP 19 + 50 ПК 20 + 50 KP 20 + 50 ПК 22 + 31 KP 22 + 31 ПК 22 + 32 KP 22 + 32 ПК 22 + 32 KP 22 + 32 ПК 22 + 35 KP 22 + 35 ПК 22 + 36 KP 22 + 36 ПК 22 + 92 KP 22 + 92 ПК 24 + 01 KP 24 + 01 ПК 24 + 22 KP 24 + 22 ПК 24 + 43 KP 24 + 43 ПК 24 + 44 KP 24 + 44

Смещение разности

потенциалов

труба - земля итз, В Displacement of the potential difference pipe -ground итз, V -2,20 -2,29 -2,34 -2,34 4 - 2 cC - -2,13 -1,97 -2,30 -3,20 -3,22 -2,18 -2,50 -2,20 -2,22 -2,21 -2,19 -1,90 -1,50 -1,76 -1,77 -1,79

обследуемых газопроводов в шурфах, не зафиксировано. Значения защитных потенциалов в местах дефектов сведены в табл. 2.

По результатам проведенных коррозионных диагностических обследований состояние защитного покрытия газопровода-отвода было оценено как удовлетворительное. Однако по результатам обследований в шурфах состояние защитного покрытия оценивалось как неудовлетворительное,что подтверждает низкую вероятность выявления отслоений методами коррозионных (электрометрических) обследований. Зависимость коррозионных повреждений металла от обводненности и удельного электрического сопротивления грунтов, величина которого в местах проведения обследований в шурфах находится в диапазоне 9,8-700,0 Ом.м, в ходе обследований не выявлена. На обследуемых участках в шурфах подтверждено наличие подпленочной язвенной коррозии. В местах коррозионных повреждений присутствует осадок черного цвета (сульфиды железа) (рис. 3).

Результаты химического анализа проб отложений под отслоением защитного покрытия и проб околотрубного грунта, взятых в местах обследуемых дефектов, подтвердили наличие восстановленных соединений серы. Водородный показатель (рН) грунта в шурфах находился на уровне 7-9, что соответствует щелочной среде.

10

9

8

3 u m Q- 7

1 а * и <u 5 6

-В- ^ f-s _ 4- 5

й ° i_ b «u 4

¡1

1= i

2

2

0

0-1 1-2 2-3 3-4 4-5 5-6 6-7 7-8 8-9 9-10 10-1111-12

Угловое расположение дефектов, ч

Angular placement of defects, h

Рис. 2. Распределение коррозионных дефектов по угловому расположению Fig. 2. Distribution of corrosion defects by angular geometry

а) a) б) b)

Рис. 3. Фото дефекта: а) ПК 14 + 00; б) ПК 22 + 35 Fig. 3. Photo of the defect: а) KP 14 + 00; b) KP 22 + 35

РОЛЬ

СУЛЬФАТВОССТАНАВЛИВАЮЩИХ БАКТЕРИЙ В РАЗВИТИИ КОРРОЗИОННЫХ ДЕФЕКТОВ ПОДЗЕМНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

В научной литературе развитие подпле-ночной коррозии описано как следствие катодной деполяризации. В щелочной среде железо медленно корродирует, и на поверхности «металл - раствор» образуется пленка молекулярного водорода. Доказано, что сульфатвосста-навливающие бактерии (СВБ), вырабатывающие гидрогеназу - фермент, катализирующий активацию молекулярного водорода и его окисление либо, напротив, восстановление протонов до водорода, способствуют ускорению коррозии металла. Ионы железа могут связываться в сульфид или в гидроксид, образуя дополнительные гальванические пары на поверхности металла, что также влияет на скорость коррозии [4].

Таким образом, СВБ действуют как катодные деполяризаторы, перерабатывающие скопившийся водород с поверхности металла, создавая условия для продолжения коррозионной реакции. СВБ продуцируют различные органические и неорганические кислоты и кислые газы. За счет малых размеров они могут проникать непосредственно к поверхности металла, используя в качестве субстрата клеевую подложку пленочного покрытия. Дальнейший рост бактериальных колоний приводит к отслоению изоляции и распространению влаги под пленкой, что в щелочной

среде продуктов деятельности микроорганизмов вызывает интенсивную язвенную коррозию.

Биокоррозионное воздействие почти не имеет характерных отличительных свойств, позволяющих сделать вывод об однозначности типа коррозии. Метод идентификации биокорозии (определение биокоррозионной агрессивности грунта), описанный в [2], позволяет выявить наличие восстановленных соединений серы (гидросульфидов, сульфидов железа, некоторых органических соединений серы). Соляная кислота, разбавленная дистиллированной водой, взаимодействует с органическими веществами с выделением сероводорода. Однако данный метод не позволяет сделать однозначное заключение о наличии СВБ, провоцирующих коррозионные процессы.

В целях дополнительной идентификации СВБ к химической реакции, описанной в существующей методике, добавлен анализ проб с проведением реакции в среде хлористого бария (ВаС12): ВаС12 + Н2Б04 -> BaSO/ + 2НС1

2 2 4 4

ВаС12 + Na2SO/ -> BaSO/ + 2NaCL

2 2 4 4

Ва2+ + SO/2- ВаБОД 44

Качественной реакцией на сульфат-ион Б042- является реакция с растворимыми солями бария, признаком которой является выпадание белого кристаллического осадка - сульфата бария (ВаБОД), нерастворимого в кислотах и щелочах. При взаимодействии хлористого бария с пробой грунта (электролита) протекает равновесная реакция, однако

при наличии СВБ наблюдается реакция с выпадением осадка ВаБОД (хлопье-образование). Наличие СВБ в пробе, определяемое данной реакцией, служит индикатором вероятного развития биокоррозионных процессов.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В ходе химического анализа выявлено наличие СВБ в пробах, отобранных в местах отслоения изоляционного покрытия (развития подпленочной коррозии) и околотрубного грунта газопровода-отвода ООО «Газпром транс-газ Санкт-Петербург». В пробах грунта, взятых на соседних участках, в местах отсутствия подпленочной коррозии, СВБ не обнаружены.

По наличию СВБ в околотрубном грунте, выявленных методом отбора проб грунта, предлагается выявлять потенциальные места отслоения изоляционного покрытия и развития подпленочной коррозии.

Данный способ повысит точность прогноза локализации потенциального отслоения изоляционного покрытия и развития подпленочной коррозии подземного трубопровода без его вскрытия. Применение предложенного способа дает возможность проводить шурфовочные работы только на участках газопроводов с потенциальными коррозионными дефектами. Анализ проб околотрубного грунта позволит более детально ранжировать участки трубопроводов с пленочным типом покрытия по степени коррозионной опасности.

References:

1. State Standard (GOST R) 51164-98. Steel Pipe Mains. General Requirements for Corrosion Protection. Weblog. Available from: http://docs.cntd. ru/document/1200001879 [Accessed 20th November 2019]. (In Russ.)

2. Interstate Standard (GOST). 9.602-2016. Unified System of Corrosion and Ageing Protection. Underground Constructions. General Requirements for Corrosion Protection. Weblog. Available from: http://docs.cntd.ru/document/1200140210 [Accessed 20th November 2019]. (In Russ.)

3. Company Standard (STO) Gazprom 9.4-052-2016. The Organization of the Corrosion Examinations of Objects of Gazprom PJSC. The Basic Requirements. Moscow; 2016. (In Russ.)

4. Gusev M.V., Mineeva L.A. Microbiology. Moscow: Publishing house of the Moscow State University; 2004. P. 388-393. (In Russ.)

Литература:

1. 1. ГОСТ Р 51164-98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии [Электронный источник]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200001879 (дата обращения: 20.11.2019).

2. ГОСТ 9.602-2016. Единая система защиты от коррозии и старения (ЕСЗКС). Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии [Электронный источник]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200140210 (дата обращения: 20.11.2019).

3. СТО Газпром 9.4-052-2016. Организация коррозионных обследований объектов ПАО «Газпром». Основные требования. М., 2016.

4. Гусев М.В., Минеева Л.А. Микробиология. М.: Издательство МГУ, 2003. С. 388-393.