CC BY
127
УДК 622.691: 622.692.4: 620.193
ПРОГНОЗ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ГАЗОПРОВОДОВ, ОСЛАБЛЕННЫХ НЕГЛУБОКИМ КОРРОЗИОННЫМ РАСТРЕСКИВАНИЕМ ПОД НАПРЯЖЕНИЕМ
М.В. ЧУЧКАЛОВ, д.т.н., нач. технического отдела
ООО «Газпром трансгаз Уфа» (Россия, 450054, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Р. Зорге, д. 59). E-mail: mchuchkalov@ufa-tr.gazprom.ru
В статье приводится прогноз технического состояния газопроводов больших диаметров с незначительными (до 10 % толщины стенки) дефектами коррозионного растрескивания под напряжением (КРН). Фактически после 30 лет эксплуатации с изоляционном покрытием, утерявшим свои защитные функции более 20 лет назад, газопроводы ООО «Газпром трансгаз Уфа» диаметром 1420 мм до 80 % охвачены незначительными по глубине дефектами КРН. Выдвигается и обосновывается гипотеза, что с продолжающимся ухудшением изоляционного покрытия и дополнительным поступлением кислорода и влаги начнет преобладать общая коррозия, которая перекроет относительно неглубокие дефекты КРН.
Ключевые слова: прогноз, стресс-коррозия, магистральный газопровод.
Наибольшей проблемой в поддержании надежности эксплуатации магистральных газопроводов (МГ) является стресс-коррозия, или коррозионное растрескивание, под напряжением (КРН), которое в большей или меньшей степени характерно для всех МГ ООО «Газпром трансгаз Уфа» диаметром 1420 мм.
Сегодня для зарождения и развития КРН на газопроводах ООО «Газпром трансгаз Уфа» создались благоприятные условия [1-11]:
• рабочее давление 7,4 МПа (0,6.. .0,7 предела текучести трубной стали);
• температура транспортировки газа 25.35 °С наиболее оптимальна для развития коррозионной активности грунтов;
• влажность грунтов около 20% достаточно оптимальна для развития коррозии (стресс-коррозии);
• пленочная изоляция трассового нанесения, защитные свойства которой не превышают 10 лет, при фактическом сроке эксплуатации 30 и более лет;
• двушовные трубы харцызского производства с толщиной стенки 15,7-16,5 мм;
• агрессивные грунты (глина, суглинок) с переменной смачиваемостью;
• невысокое качество строительства и т.п.
Первые в России исследователи КРН (А.Г. Гареев и др.) [1] считали наиболее опасным период в 12-18 лет эксплуатации, затем предполагалось понижение активности КРН. Многочисленные аварии по этой причине на газопроводах ООО «Газпром трансгаз Уфа» (1997-2003) в основном соответствовали данной концепции. С 2003 года использование внутритрубной диагностики (ВТД) позволило с высокой вероятностью выявлять крупные очаги КРН (глубиной более 20% толщины стенки). Аварийность по причине КРН в ООО «Газпром трансгаз Уфа» прекратилась.
К этому времени (2004) в масштабах ПАО «Газпром» началась программа переизоляции, что позволило охватить потенциально опасные участки с наибольшим
количеством дефектов и выбирать на них КРН меньшей (< 20% толщины стенки) глубины.
До 2010 года в процессе переизоляции выявлялось 6-8% труб с дефектами КРН до 20% толщины стенки. Однако начиная с 2010 года на переизолированных участках диаметром 1420 мм уровень дефектных по КРН труб резко возрос (табл. 1) и сегодня не опускается ниже 35%.
По-видимому, это означает наступление нового периода развития КРН (срок эксплуатации газопроводов около 30 лет), который можно условно назвать количественным, по сравнению с предыдущим, когда очаги КРН развивались на локальных участках, но «качественно» в глубину и длину, приводя к аварийным разрушениям.
Ниже приведены выдержки из отраслевого стандарта [12-13]:
«Стресс-коррозионный дефект глубиной до 5% включительно от толщины стенки 5 относят к условно допустимому независимо от его протяженности. При этом проверку прочности трубы не производят.
Стресс-коррозионный дефект глубиной 5% < Ьтах < 10% от толщины стенки относят к условно допустимому при условии, что максимальная протяженность стресс-коррозионного дефекта не превышает 40 5.
Стресс-коррозионный дефект глубиной 10% < Ьтах < 20% от толщины стенки относят к условно допустимому при условии, что максимальная протяженность стресс-коррозионного дефекта не превышает 20 5.
Стресс-коррозионный дефект глубиной 50% от толщины стенки относят к недопустимому независимо от его протяженности».
При этом данные по ресурсу труб с «условно допустимыми» относительно неглубокими дефектами КРН не представлены. Вряд ли совпадение по «условно допустимому» 20% порогу глубины дефекта от толщины стенки можно назвать случайным - это порог возможностей большинства современных внутритрубных инспекционных снарядов. Таким образом, эксплуатация газопроводов
Таблица 1
Данные о дефектах КРН, выявленных при капитальном ремонте газопроводов ООО «Газпром трансгаз Уфа»
Количество труб с дефектами КРН, ш т. (%) Количество
Год проведения капитального ремонта Общее кол-во обследованных труб, шт. глубиной глубиной глубиной до 5 % 5-10 % 10 % > общ кол- ее во вырезанных труб с КРН, шт. (% от труб с КРН)
2011 5770 1937 (33,6) 1850 (32,1) 131 (2,3) 3918 (67,9) 1104 (28,2)
2012 5549 2393 (43,1) 566 (10,2) 34 (0,6) 2993 (53,9) 1234 (51,6)
2013 2233 863 (38,6) 244 (10,9) 0 1107 (49,6) 913 (82,5)
2014 2374 570 (24,0) 242 (10,2) 13 (0,5) 825 (34,8) 825 (100)
2015 2293 62 (2,7) 639 (27,9) 113 (4,9) 814 (35,5) 814 (100)
с такими размерами КРН условно допустима, а вопрос по их ресурсу отодвинут на неопределенный срок.
Особенность продольного КРН - множество трещин (сетка). Каждая возникающая трещина частично снимает напряжения в стенке трубы, и так может продолжаться достаточно долгое время. Кроме того, другой определяющий признак: длина каждой из трещин явно не выделяется. Рано или поздно наступает переход количества в качество, начинаются массовые аварийные разрушения, эксплуатация по техническому состоянию будет дорогой и неэффективной.
Рассмотрим некоторые сравнительные условия возникновения и развития коррозии и стресс-коррозии при ухудшающемся состоянии изоляционного покрытия, уже исчерпавшего свой защитный ресурс:
• для общей коррозии (фактор 1) необходимо поступление кислорода и влаги к стенке трубы. Это возможно в случае значительного повреждения изоляционного покрытия (сквозные дыры и т.п.);
• для возникновения стресс-коррозии (фактор 2) более характерно отслоение изоляционного покрытия, когда проникновение кислорода затруднено, при этом кислород и водород частично уже проникли в поверхностный слой металла.
Выдвинем гипотезу: со временем с ухудшением изоляционного покрытия фактор 1 начинает подавлять фактор 2.
Соображения в пользу этой гипотезы. Состояние изоляционного покрытия будет все более ухудшаться, увеличится доступ кислорода, грунтового электролита к стенке трубы и начнет преобладать общая коррозия, которая «перекроет» относительно неглубокое КРН. Усилятся факторы, связанные с анодным растворением, трещины начнут «тупеть», расти в ширину, перерастая в коррозионные язвы, канавки. Участки с такими дефектами возможно эксплуатировать по техническому состоянию довольно продолжительный срок, 10 и более лет, то есть поддерживать их в технически неблагоприятном, но безаварийном состоянии.
Природные воды, которые содержат ионы двух- и трехвалентного железа, характеризуются высокой коррозионной агрессивностью. Большое влияние на скорость коррозии оказывают ионы трехвалентного железа, которые непосредственно участвуют в коррозионном процессе,
восстанавливаясь на катодных участках до двухвалентных ионов железа, а затем на анодах снова окисляются кислородом воздуха до ионов трехвалентного железа и продолжают участвовать в процессе коррозии [1, 2].
Fe2+ + 20Н = Fe(OH)2 - гидрозакись железа, находится в виде поверхностной пленки белого (желтого) цвета, более характерна для КРН.
В присутствии растворенного кислорода протекает реакция окисления ионов Fe2+ до ионов Fe3+. Fe(OH)2, в свою очередь, превращается в гидроокись железа по реакции 4Fe(OH)2 + О2 + 2Н2О = 4 Fe(OH)3.
Далее события могут развиваться по двум сценариям.
1. Неблагоприятный. Переход количества в качество. Возраст эксплуатации достигнет 40 лет и более, начнет сказываться фактор старения газопроводов, что приведет к деформационному старению, а значит, к снижению пластичности. Накопившиеся неглубокие дефекты КРН начнут расти в глубину и длину, растрескиваться, что отразит внутритрубная диагностика (ВТД).
В этом случае затраты на обслуживание по техническому состоянию вырастут настолько, что технически и экономически целесообразнее будет их переукладывать в промышленных масштабах (неизбежная остановка со стравливанием газа, ремонт с заменой сразу нескольких локальных участков, сокращение сроков пропуска снарядов ВТД, повторение этих работ после очередной ВТД).
Даже если ВТД будет уверенно выявлять дефекты КРН меньших размеров и прямым (а не расчетным [10]) методом «научится» определять напряжения в стенке трубы, это только повысит затраты на обслуживание, так как с увеличением количества выявленных потенциально опасных участков, увеличатся разовые затраты на их ремонт.
2. Благоприятный. С ухудшением технического состояния изоляционного покрытия начнет преобладать общая коррозия, которая перекроет относительно неглубокое КРН. Под эту категорию, вероятнее всего, подпадут трещины глубиной до 1,0 мм. Как известно, степень опасности коррозионных дефектов - язв, канавок и т.п. в значительной степени уступает степени опасности стресс-коррозии. Создаются предпосылки для более продолжительной безаварийной эксплуатации при относительно невысоких затратах на обслуживание по техническому состоянию.
1 • 2017
15
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Гареев А.Г. Основы коррозии металлов. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2011. 256 с.
2. Ланчаков Г.А., Степаненко А.И., Власов С.В. и др. Коррозионная агрессивность почв и грунтов трасс подземных газопроводов: Обз. инф. Сер. Транспорт и подземное хранение газа. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2008. 136 с.
3. Пашин С.Т., Усманов Р.Р., Чучкалов М.В. и др. Диагностика и ремонт магистральных газопроводов без остановки транспорта газа. М.: ООО «Газпром экспо», 2010. 236 с.
4. Стеклов О.И., Варламов Д.П. Безопасная эксплуатация системы магистральных газопроводов при наличии дефектов КРН // Газовая промышленность. 2013. № 1. С. 46-49.
5. Усманов Р.Р., Чучкалов М.В., Аскаров Р.М. Концепция безаварийной эксплуатации и капитального ремонта магистральных газопроводов ОАО «Газпром» // Газовая промышленность. 2015. № 1. С. 28-31.
6. Усманов Р.Р., Чучкалов М.В., Аскаров Р.М. Прогноз коррозионного и стресс-коррозионного состояния газопроводов большого диаметра с неглубокими дефектами КРН // Газовая промышленность. 2013. № 11 (698). С. 19-21.
7. Чучкалов М.В., Гареев А.Г. Влияние расстояния от компрессорной станции на подверженность газопроводов различным типам КРН // Экспозиция Нефть Газ. 2013. № 4 (29). С. 74-77.
8. Чучкалов М.В., Аскаров Р.М. Особенности проявления поперечного коррозионного растрескивания под напряжением // Газовая промышленность. 2014. № 3 (703). С. 37-39.
9. Чучкалов М.В., Гареев А.Г. Прогнозирование долговечности магистральных газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2014. 1 (95). С. 76-85.
10. Чучкалов М.В. Разработка методов выявления, торможения и предотвращения коррозионного растрескивания под напряжением на магистральных газопроводах: автореф. дис. ... д-ра техн. наук: Уфа, 2015. 51 с.
11. Шарипов Ш.Г., Чучкалов М.В., Аскаров Р.М., Гумеров К.М. Учет энергетической составляющей в расчетах напряженно-деформированного состояния магистрального газопровода // Трубопроводный транспорт: теория и практика. 2013. № 3 (37). С. 20-23.
12. СТО Газпром 2-2.3-173-2007. Инструкция по комплексному обследованию и диагностике магистральных газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением. (Введ. с 31.01.2008). М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2007. 42 с.
13. СТО Газпром 2-2.3-292-2009. Правила определения технического состояния магистральных газопроводов по результатам внутритрубной инспекции. (Введ. с 30.09.2009). М.: ООО «Газпром экспо», 2009. 28 с.
FORECAST OF TECHNICAL STATE OF GAS PIPELINES WEAKENED BY SUPERFICIAL STRESS CORROSION
CHUCHKALOV M.V. Dr. Sci. (Tech.), Head of Technical Department
Gazprom Transgas Ufa (59, R. Zorghe St.,450054, Ufa, Republic of Bashkortostan, Russia).
E-mail: mchuchkalov@ufa-tr.gazprom.ru
ABSTRACT
The article contains a forecast of technical condition of large diameter pipelines with minor (up to 10% of the wall thickness) stress corrosion defects. In fact, after 30 years of operation, the insulation coating, which lost their protection functions more than 20 years ago, gas pipelines OJSC «Gazprom transgas Ufa» 1420 mm in diameter up to 80% covered by small in depth stress-corrosion defects.
The hypothesis is proposed and substantiated that the continued deterioration of the insulation coating and additional oxygen and moisture flow will begin to dominate the general corrosion, which «overlaps» relatively shallow stress-corrosion defects.
Keywords: forecast, stress-corrosion, high pressure gas pipeline. REFERENCES
1. Gareev A.G. Osnovy korrozii metallov [Fundamentals of corrosion of metals]. Ufa, UGNTU Publ., 2011. 256 p.
2. Lanchakov G.A., Stepenenko A.I., Vlasov S.V. Korrozionnaya agressivnost' pochv i gruntov trass podzemnykh gazoprovodov: Obz. inf., ser. Transport i podzemnoye khraneniye gaza [Corrosion aggressiveness of soils and soil slopes, underground pipelines: a review of INF. ser. Transport and underground gas storage]. Moscow, OOO «IRC Gazprom» Publ., 2008. 136 p.
3. Pashin S.T., Usmanov R.R., Chuchkalov M.V. Diagnostika i remont magistral'nyh gazoprovodov bez ostanovki transporta gaza [Diagnosis and repair of trunk pipelines without stopping the transport of gas]. Moscow, OOO «Gazprom ehkspo» Publ., 2010. 236 p.
4. Steklov O.I., Varlamov D.P. Safe operation of the system of trunk pipelines in the presence of defects LCC. Gazovaya promyshlennost', 2013, no.1, pp. 46-49 (In Russian).
5. Usmanov R.R., CHuchkalov M.V., Askarov R.M. The vision of accident-free operation and overhaul of main gas pipelines of JSC «Gazprom». Gazovaya promyshlennost', 2015, no. 1, pp. 28-31 (In Russian).
6. Usmanov R.R., CHuchkalov M.V., Askarov R.M. Forecast of corrosion and stress-corrosion state of gas pipelines of large diameter with shallow defects LCC. Gazovaya promyshlennost', 2013, no. 11 (698), pp. 19-21 (In Russian).
7. Chuchkalov M.V., Gareev A.G. The influence of the distance from the compressor station on the susceptibility of pipelines of different types of LCC. Ekspoziciya Neft Gaz, 2013, no. 4 (29), pp. 74-77 (In Russian)
8. Chuchkalov M.V., Askarov R.M. Peculiarities of manifestation of transverse corrosion cracking under tension. Gazovaya promyshlennost', 2014, no. 3 (703), pp. 37-39 (In Russian)
9. CHuchkalov M.V., Gareev A.G. Predicting the durability of the main gas pipelines prone to stress corrosion cracking. Problemy sbora, podgotovki i transporta nefti i nefteproduktov, 2014, no. 1 (95), pp. 76-85 (In Russian).
10. CHuchkalov M.V. Razrabotka metodovvyyavleniya, tormozheniya ipredotvrashcheniya korrozionnogo rastreskivaniya pod napryazheniem na magistral'nyh gazoprovodah. Diss. dokt. tekh. nauk [The development of detection methods, inhibition and prevention of stress corrosion cracking on gas pipelines. Dr. tech. sci. diss.]. Ufa, 2015. 51 p.
11. Sharipov SH.G., Chuchkalov M.V., Askarov R.M., Gumerov K.M. Account-ing for the energy component in the calculation of the stress-strain state of the main gas pipeline. Truboprovodnyj transport: teoriya ipraktika, 2013, no. 3 (37), pp. 20-23 (In Russian).
12. STO Gazprom 2-2.3-173-2007. Instrukciya po kompleksnomu obsledovaniyu idiagnostike magistral'nyh gazoprovodov, podverzhennyh korrozionnomu rastreskivaniyu pod napryazheniem [Manual for the comprehensive examination and diagnostics of gas pipelines prone to stress corrosion cracking under tension]. Moscow, OOO «IRC Gazprom» Publ., 2007. 42 p.
13. STO Gazprom 2-2.3-292-2009. Pravila opredeleniya tekhnicheskogo so-stoyaniya magistral'nyh gazoprovodov po rezul'tatam vnutritrubnoj in-spekcii [The rules for determining the technical state of main gas pipelines according to the results of the internal inspection]. Moscow, OOO «Gazprom ekspo» Publ., 2009. 28 p.
