CC BY
27СВАРКА
УДК 622.691.4
А.А. Алексеев1, e-mail: spinor03@gmail.com; А.С. Сыромятникова1, e-mail: a.s.syromyatnikova@mail.ru; А.М. Большаков1, e-mail: a.m.botshakov@mait.ru; А.Р. Иванов1, e-mail: spartak01@mail.ru
1 Федеральное государственное бюджетное учреждение науки «Федеральный исследовательский центр «Якутский научный центр Сибирского отделения Российской академии наук» (Якутск, Россия).
Результаты исследования разрушения сварных соединений трубопровода, изготовленных контактной сваркой токами высокой частоты
Объекты добычи, переработки нефти и газа, а также система магистральных трубопроводов Республики Саха (Якутия) построены и функционируют в условиях полярных регионов РФ - Арктики, где ликвидация последствий аварий требует значительных материальных и временных затрат. На протяжении более 30 лет стабильная эксплуатация нефтяных и газопроводных систем обеспечивает жизнедеятельность населенных пунктов и промышленности Республики Саха (Якутия).
В статье представлены результаты исследования причин разрушения подземного магистрального газопровода диаметром 530 мм по заводскому продольному шву, изготовленному методом контактной сварки токами высокой частоты, при производстве пневматических испытаний. В рамках исследования были проведены анализ проектной и технической документации объекта, визуально-измерительный контроль объекта, ультразвуковая толщинометрия стенок труб, фрактографический, металлографический и химический анализ, измерения твердости и микротвердости металла трубы. Установлено, что разрушение газопровода произошло в результате раскрытия одной трубы по всей длине продольного сварного соединения заводского изготовления при распространении трещин в сварном соединении и последующем распространении магистральной трещины в обе стороны к соседним трубам. Очагами разрушения стали многочисленные поверхностные трещиноподобные дефекты сварного соединения. Показано, что к разрушению трубопровода привели нарушение технологии сварки продольного сварного соединения разрушенной трубы, заключавшееся в наличии трещиноподобных дефектов в сварном соединении, образовавшихся в нем до полного охлаждения после сварки, нарушение режимов термообработки, что обусловило формирование закалочных структур, а также недопустимое утонение стенки трубы в зоне сварного соединения при снятии внутреннего грата.
Ключевые слова: трубопровод, разрушение, трещина, контактная сварка токами высокой частоты.
A.A. Alexeev1, e-mail: spinor03@gmail.com; A.S. Syromyatnikova1, e-mail: a.s.syromyatnikova@mail.ru; A.M. Bolshakov1, e-mail: a.m.bolshakov@mail.ru; A.R. Ivanov1, e-mail: spartak01@mail.ru
1 Federal state budgetary scientific institution "Federal Research Centre "The Yakut Scientific Centre of the Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences" (Yakutsk, Russia).
The Results of the Study of the Destruction of the Pipeline Welded Joints Made by Resistance Welding by High-Frequency Currents
Oil and gas production and processing facilities, as well as the trunk pipeline system of the Republic of Sakha (Yakutia), have been built and are operating in the polar regions of the Russian Federation - the Arctic, where the elimination of the consequences of accidents requires significant material and time resources. For more than 30 years, the stable operation of oil and gas pipeline systems has ensured the livelihoods of settlements and industry of the Republic of Sakha (Yakutia). The article presents the results of a study of the causes of the destruction of an underground gas pipeline with a diameter of 530 mm along a factory longitudinal welded joint made by contact welding with high-frequency currents during pneumatic tests. As part of the study, an analysis of the design and technical documentation of the object, visual and measuring
76
№ 12 декабрь 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
WELDING
control of the object, ultrasonic thickness measurement of the pipe walls, fractographic, metallographic and chemical analyzes, measurements of the hardness and microhardness of the pipe metal were carried out. It was established that the fracture of the gas pipeline occurred as a result of the opening of one pipe along the entire length of the factory-made longitudinal welded joint during the propagation of cracks in the welded joint and the subsequent propagation of the main crack in both directions to adjacent pipes. Numerous surface fracture-like defects of the welded joint became foci of fracture. It is shown that the fracture was caused by a violation of the welding technology of the longitudinal welded joint of the destroyed pipe, which consisted in the presence of crack-like defects in the welded joint formed in it before complete cooling after welding, violation of the heat treatment, which led to the formation of quenching structures, as well as unacceptable wall thinning of the pipe in the weld zone when removing the inner burr.
Keywords: pipeline, fracture, crack, contact welding with high frequency currents.
ВВЕДЕНИЕ
Обеспечение безопасности эксплуатации трубопроводов нефти и газа, оборудования нефтяной и газовой промышленности имеет огромное значение в условиях полярных регионов России, в частности Арктики, где ликвидация последствий аварии требует значительных материальных и временных затрат в условиях полной зависимости жизнедеятельности населенных пунктов от обеспеченности энергоресурсами [1-4].
Климатические условия полярных регионов России характеризуются низкими климатическими температурами и резкой континентальностью. Период температур ниже 0 °С составляет около 210 сут, и минимальная температура достигает -60 °С, разность средних температур составляет 100 °С. Большая часть территории относится к районам криолитозоны [3-5]. Причинами возникновения аварийных ситуаций на трубопроводах, оборудовании нефтяной и газовой промышленности, перерастания их в аварии и катастрофы являются, как правило, отказы технических систем вследствие ошибок в проектировании, нарушения технологии изготовления, условий и режимов эксплуатации, деградация свойств материалов при длительной эксплуатации, природные явления типа землетрясений, цунами и др. [1, 2]. В статье приведен анализ причин катастрофического разрушения труб магистрального газопровода на территории Республики
Рис. 1. Общий вид разрушения газопровода Fig. 1. General view of the destruction of the pipeline
Саха (Якутия) вследствие нарушений технологии изготовления - сварки [2].
ОБЪЕКТ ИССЛЕДОВАНИЯ
В Республике Саха (Якутия) зимой 2006 г. при производстве пневматических испытаний давлением Рисп = 5,6 МПа (проектное рабочее давление Рраб = 5,5 МПа) при температуре окружающего воздуха -42 °С произошло разрушение участка подземного магистрального газопровода, сопровождавшееся выбросом грунта и раскрытием газопровода. Общий вид разрушенного участка газопровода представлен на рис. 1. Подземный магистральный газопровод был выполнен из стальных электросварных прямошовных труб с наружным диаметром 530 мм и толщиной стенки 7 мм, изготовленных методом контактной сварки токами высокой частоты. Расчет кольцевых напряжений показал, что напряжения в газопроводе в момент
разрушения не превышали допустимых значений и отвечали условию о « 0,75 от по [6, 7], где ст - предел текучести. По проектной документации, химическому составу и твердости металл труб соответствовал марке стали 09Г2С [8]. Разрушенный участок состоит из трех труб, сваренных двумя монтажными кольцевыми стыками (рис. 2). Средняя труба разрушилась путем движения магистральной трещины по оси продольного заводского сварного соединения прямолинейно с раскрытием по всей длине шва. На расстоянии 530 мм по ходу газа от монтажного кольцевого стыка в теле трубы обнаружена боковая трещина длиной 100 мм, перпендикулярная линии разрушения.
МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ
Исследование причин разрушения основано на данных анализа проектной и технической документации объекта, визуально-измерительного контроля, ультразвуковой толщинометрии стенок труб, фрактографического, металлографического и химического анализа, измерений твердости и микротвердости металла труб.
Фрактографический анализ проводился на макро- и микроуровне с использованием комплекта «Аршин» для визуально-измерительного контроля и растрового электронного микроскопа Philips XL 20 для выявления механизмов повреждения и разрушения. Металлографический анализ проводился на растровом электронном микроскопе Philips
Ссылка для цитирования (for citation):
Алексеев А.А., Сыромятникова А.С., Большаков А.М., Иванов А.Р. Результаты исследования разрушения сварных соединений трубопровода, изготовленных контактной сваркой токами высокой частоты // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2019. № 12. С. 76-80.
Alexeev A.A., Syromyatnikova A.S., Bolshakov A.M., Ivanov A.R. The Results of the Study of the Destruction of the Pipeline Welded Joints Made by Resistance Welding by High-Frequency Currents. Territorija "NEFTEGAS" [Oil and Gas Territory]. 2019;(12):76-80. (In Russ.)
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 12 December 2019
77
СВАРКА
450 400 350 300 250 200 150 100
0,5
1,0 I, мм (mm)
10 мкм (|ш)
1,5
2,0
Рис. 3. Изменение структуры и микротвердости H с расстоянием от сварного шва i Fig. 3. Change in the structure and microhardness H with a distance from the welding joint i
Рис. 2. Схема разрушения газопровода
Fig. 2. The scheme of the gas pipeline destruction
XL 20 для выявления микроструктуры материала. Спектральный химический анализ проводился в целях определения марки стали с помощью прибора SPECTROPORT F.
Измерение толщины стенок проводилось ультразвуковым толщиномером «ВЗЛЕТ-УТ» по сечениям в четырех плоскостях. Твердость материала определялась с помощью переносного твердомера «ТЭМП-2» в местах измерения
толщины. Измерения микротвердости были проведены по длине микрошлифа на микротвердомере ПМТ-3 с шагом 0,1 мм при нагрузке на индентор 100 г.
РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ
Максимальное раскрытие боковой трещины средней трубы (рис. 2) наблюдается у заводского продольного сварного соединения, а радиальные рубцы на раскрытой поверхности тре-
щины нормальны по отношению к стенкам трубы. Эти факты свидетельствуют о том, что боковая трещина возникла вследствие раскрытия трубы по заводскому сварному соединению и распространялась по схеме поперечного сдвига. Разрушение первой и третьей по ходу газа труб явилось продолжением разрушения средней трубы: трещины с криволинейной траекторией, проходившие по основному металлу, перед остановкой закольцевались. Вдали от излома недопустимого утонения стенок газопровода не обнаружено, но практически все значения замеров толщины излома не отвечают требованиям ТУ 14-3Р-1471-2002 «Трубы электросварные прямошовные в северном исполнении для обустройства нефтяных и газовых месторождений, магистральных газопроводов, нефте-и нефтепродуктоводов и промысловых трубопроводов» и СП 101-34-96 [9]: стенки трубы имеют утонение, выходящее за минусовой допуск, которое не связано с местной пластической деформацией при разрушении и является результатом утонения стенки трубы в зоне сварного соединения при снятии внутреннего грата.
Проведены микроструктурные исследования шлифа, изготовленного по плоскости, нормальной к свариваемой поверхности и к стенке трубы (травление 5 % HNO3 в этиловом спирте с использованием растрового электронного микроскопа Philips XL 20). По структуре различаются три зоны:
• зона сварного шва;
• зона термического влияния (ЗТВ);
• основной металл (рис. 3). Основной металл имеет феррито-пер-литную мелкозернистую структуру, балл зерна - 10-11. Основной металл содержит включения, размеры которых сравнимы с баллом зерна. Перлит строчечный вдоль направления, перпендикулярного оси трубы.
Зона сварного соединения шириной 0,75 мм имеет закалочную структуру и состоит из двух областей. Первая, шириной 0,5 мм, имеет мартенситную структуру. Вторая, переходная к ЗТВ, шириной 0,25 мм,имеет неоднородную структуру, состоящую из мартенсита и выделений феррита.
78
№ 12 декабрь 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
WELDING
а) a) б) b) в) c)
Рис. 4. Поверхности разрушения средней трубы: а) общий вид; б) область типа I; в) область типа II Fig. 4. The destruction surface of the middle pipe: a) general view; b) type I area; c) type II area
ЗТВ шириной 0,5 мм имеет феррито-перлитную мелкозернистую структуру со средним размером зерна около 5 мкм. Структура ЗТВ, вероятно, обусловлена мелкозернистостью исходного аустени-та и протеканием феррито-перлитного превращения в условиях перегрева. Таким образом, в зоне сварного соединения средней трубы сформировалась мартенситная структура, обусловливающая склонность трубы к образованию хрупких закалочных трещин в сварном соединении. Измерения микротвердости по длине микрошлифа показали, что микротвердость монотонно убывает с увеличением расстояния от сварного соединения и на расстоянии 1,3 мм от излома принимает устоявшееся значение 175 МПа (рис. 3). Величина микротвердости металла в зоне сварного соединения более чем в 2,2 раза превышает микротвердость основного металла, что свидетельствует о высоком уровне остаточных внутренних напряжений 2-го рода в зоне сварного соединения,возникающих при мартенситном превращении и не снятых при последующем отпуске. При визуальном осмотре поверхности разрушения средней трубы различаются области трех типов (рис. 4а). Микро-фрактографический анализ указанных областей проводился с использованием растрового электронного микроскопа Philips XL 20 в режиме вторичных электронов.
Области типа I шириной 2-10 мм характеризуются блестящим кристаллическим изломом, волокнистым рельефом, занимают всю или часть толщины разрушенной поверхности трубы,распределены нерегулярно по всей длине раз-
рушенной поверхности и представляют собой волокнистые зоны поверхности разрушения, отвечающие областям медленного роста трещин от очагов разрушения.Поверхность разрушения в области типа I состоит из плоских фасеток хрупкого скола по мартенситным пластинам, ориентация которых определяется направлением действующих максимальных напряжений (рис. 4б). Области типа II характеризуются серым кристаллическим изломом, шероховатым рельефом. Они занимают основную часть поверхности разрушения и представляют собой радиальные зоны поверхности разрушения, отвечающие областям быстрого распространения трещины (рис. 4в). Радиальные рубцы, указывающие на направление распространения трещины, исходят из волокнистых зон. Многочисленность волокнистых зон (область типа I) на поверхности разрушения
и разнонаправленность радиальных рубцов в различных областях типа II свидетельствуют о распространении трещин из множества очагов, распределенных по длине разрушенной поверхности.
Области типа III визуально темные, покрытые окисной пленкой, серповидные, с волокнистым рельефом, обнаруживаются в 28 областях типа I и располагаются у внешней или внутренней поверхности трубы.Поверхность разрушения характеризуется квазискольным изломом, характерным для хрупкого разрушения закалочных структур. Волокнистые круговые борозды в зоне III исходят от линейного участка свободной поверхности сварного шва и распространяются концентрически в глубь сварного шва. Окисление поверхностей открытых трещин, как правило, происходит при их образовании до полного охлаждения сварного соединения по-
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 12 December 2019
79
СВАРКА
сле сварки. Эти факты свидетельствуют о том, что очагами разрушения явились поверхностные трещиноподобные дефекты сварного соединения,образовавшиеся до полного охлаждения сварного соединения после сварки.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Результаты проведенного исследования свидетельствуют о том, что разрушение газопровода произошло вследствие раскрытия одной трубы по всей длине продольного сварного соединения
заводского изготовления при распространении трещин в сварном соединении и последующем распространении магистральной трещины в обе стороны к соседним трубам. Очагами разрушения явились многочисленные поверхностные трещиноподобные дефекты сварного соединения. К разрушению привели:
• нарушение технологии сварки продольного сварного соединения разрушенной трубы, которое заключается в присутствии трещиноподобных дефектов в сварном соединении, образовавшихся в нем до полного охлаждения после сварки;
• нарушение режимов термообработки, что обусловило формирование закалочных структур;
• недопустимое утонение стенки трубы в зоне сварного соединения при снятии внутреннего грата.
I
Литература:
1. Мокроусов С.Н. Проблемы обеспечения безопасности магистральных и межпромысловых нефтегазопродуктопроводов. Организационные аспекты предупреждения несанкционированных врезок // Безопасность труда в промышленности. 2006. № 9. C. 16-19.
2. Смирнов А.Н., Герике Б.Л., Муравьев В.В. Диагностирование технических устройств опасных производственных объектов. Новосибирск: Наука. 2003. 244 с.
3. Лыглаев А.В., Левин А.И., Корнев И.А. и др. Эксплуатация магистральных газопроводов в условиях Севера // Газовая промышленность. 2001. № 8. C. 37-39.
4. Махутов Н.А., Лебедев М.П., Большаков А.М., Захарова М.И. Особенности возникновения чрезвычайных ситуаций на газопроводах в условиях Севера // Вестник Российской академии наук. 2017. Т. 87. № 9. C. 858-862.
5. Сыромятникова А.С., Алексеев А.А., Левин А.И., Лыглаев А.В. Ветвление трещины в углеродистой стали. Механизмы разрушения // Деформация и разрушение материалов. 2009. № 2. С. 25-30.
6. РД 12-411-01. Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов [Электронный источник]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200025080 (дата обращения: 20.12.2019).
7. СНиП 2.05.06-85. Магистральные трубопроводы [Электронный источник]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/871001207 (дата обращения: 20.12.2019).
8. ГОСТ 19281-89. Прокат из стали повышенной прочности. Общие технические условия (с изм. № 1) [Электронный источник]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/gost-19281-89 (дата обращения: 20.12.2019).
9. СП 101-34-96. Свод правил по выбору труб для сооружения магистральных газопроводов [Электронный источник]. Режим доступа: https://fil.es. stroyinf.ru/Data1/5/5814/ (дата обращения: 20.12.2019).
References:
1. Mokrousov S.N. Problems of Ensuring the Safety of Trunk and Interfield Oil and Gas Product Pipelines. Organizational Aspects of the Prevention of Unauthorized Taps. Bezopasnost' truda v promyshlennosti [Occupational Safety in Industry]. 2006;(9):16-19. (In Russ.)
2. Smirnov A.N., Gerike B.L., Murav'yev V.V. Diagnosis of Technical Devices of Hazardous Production Facilities. Novosibirsk: Nauka; 2003. (In Russ.)
3. Lyglayev A.V., Levin A.I., Kornev I.A. et al. Operation of Main Gas Pipelines in the Conditions of the North. Gazovaya promyshlennost' [Gas Industry]. 2001;(8):37-39. (In Russ.)
4. Makhutov N.A., Lebedev M.P., Bol'shakov A.M., Zakharova M.I. Features of Emergency Situations on Gas Pipelines Under the Conditions of the North. Vestnik Rossiyskoy akademii nauk [Bulletin of the Russian Academy of Sciences]. 2017;87(9):858-862. (In Russ.)
5. Sypomyatnikova A.S., Alexeev A.A., Levin A.I., Lyglayev A.V. Branching Cracks in Carbon Steel. Fracture Mechanisms. Deformatsiya i razrusheniye materialov [Deformation and Fracture of Materials]. 2009;(2):25-30. (In Russ.)
6. Regulatory Document (RD) 12-411-01. Instructions for Diagnosing the Technical Condition of Underground Steel Pipelines. Weblog. Available from: http://docs.cntd.ru/document/1200025080 [Accessed 20th December 2019]. (In Russ.)
7. Construction Norms and Regulations (SNiP) 2.05.06-85. Trunk Pipelines. Weblog. Available from: http://docs.cntd.ru/document/871001207 [Accessed 20th December 2019]. (In Russ.)
8. Interstate Standard (GOST) 19281-89. Rolled Steel with Increased Strength. General Specifications (as amended No. 1). Weblog. Available from: http://docs.cntd.ru/document/gost-19281-89 [Accessed 20th December 2019]. (In Russ.)
9. Handbook of Instructions (SP) 101-34-96. Code of the Regulations on Contstruction of Trunk Gas Pipelines. Weblog. Available from: https://fil.es. stroyinf.ru/Data1/5/5814/ [Accessed 20th December 2019]. (In Russ.)
80
№ 12 декабрь 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
