CC BY
9
ISSN 1994-7836 (print) ISSN 2519-2477 (online)
УДК 621.643
Article info Received 15.02.
2017 р.
А. I. Станецький
1вано-Франтвський нащональний техшчний ушверситет нафти i газу, м. 1вано-Франтвськ, Украша
ВПЛИВ КИСЛОТНОСТ1 СЕРЕДОВИЩА НА ОП1Р ДЕФОРМАЦ1ЯМ ТРИВАЛО ЕКСПЛУАТОВАНИХ ТРУБНИХ СТАЛЕЙ
Дослщжено вплив тривалоТ експлуатацп i рН середовища на характеристики опору деформацш труб-ноТ сталi 17ГС. Запропоновано використовувати показник кута нахилу завершальноТ дiлянки деформа-цiйного кривоТ як характеристику нестацiонарностi корозшно-мехашчних процешв i показано, що найбiльш небезпечними для тривало експлуатованих сталей е МС1 i МС3. Надалi потрiбно розширити сортамент дослiджуваних трубних сталей для штегральноТ оцiнки потенцiйних експлуатацшних ризиюв, спричинених корозiйно-механiчними процесами.
Ключовг слова: нафтогазопроводи; тривала експлуатащя; опiр деформацiй; корозiйно-механiчна дег-радащя; залишковий ресурс.
Вступ. На сьогодш Укра!на е одним з найбиьших у свiтi транзитерiв природного газу. Системами мапс-тральних газопроводiв, як перебувають у користуваннi НАК "Нафтогаз Укра!ни", росiйський природний газ надходить до кра!н Захвдно!, Центрально! та Схщно! Свропи. Ц системи технолопчно зв'язанi з аналопчни-ми мапстральними газопроводами Росп, Бiлорусi, Мол-дови, Румунп, Угорщини, Словаччини та Польщ^ а через них - i з газопроводами всього Свропейського континенту. Пропускна спроможнiсть вгтчизняно! газот-ранспортно! системи на входi становить 290 млрд м3, а на виходi (до кра!н Захщно!, Центрально! та Схiдно! Свропи, а також до Молдови i на швдень Росi!) - майже 170 млрд м3 на рiк.
Актуальшсть вивчення впливу рН на особливосп корозiйно-механiчних процесiв зумовлена тим, що на Захвднш Укра!нi, де проходить значна частина страте-гiчно важливих трубопровод1в, поширенi кислi Грунти iз хлоридними та хлоридно-сульфатними електролiтами (СЬогпу1, 1995). З лiтератури (Tsyrulnyk й а1., 2004) вь домо про особливу чутливiсть тривало експлуатованих трубопровщних сталей до водневого окрихчення, ризик виникнення якого в кислих середовищах найбiльший.
Мета роботи - дослщження тривало! дi! експлуатацшних середовищ та термiну роботи на деформацшну поведiнку трубопровiдних сталей у кислих Грунтах.
Матерiали i методи дослщження. Об'ектом досль джень вибрано мапстральш газопроводи великого дь аметра, виготовлеш зi сталi 17ГС, якi були в експлуата-цд! 41 рш. Саме такий матерiал труб широко використо-вували пiд час спорудження магiстральних трубопрово-дiв у 70-х роках ХХ ст. та експлуатуються по цей час. Для дослвдження корозшних процес1в пiд напруженням використовували розроблену ранiше комп'ютеризовану установку КН-1 (Kryzhanivskyi, РоЬеге7Ьпу1, 2004). Випробовування зразюв з матерiалу труб газопроводiв на повiтрi та в рiдких робочих середовищах (табл. 1) проводили в режимi статичного та повторно-статичного навантаження чистим згином з автоматичною реестра-щею прогину зразка.
Для вивчення кшетики низькотемпературно! коро-зiйно! повзучостi вибрано три ргвш номiнальних напру-жень вщповвдно до величини границь текучосп матерь алу трубопроводу, якi вщповвдають штатним, шдвище-
ним штатним та позаштатним режимам роботи трубопроводу та становлять ввдповщно 330, 420 та 510 МПа.
Табл. 1. Склад модельних середовищ для випробовувань
№ Концентращя, моль/л Тип Грунтового
МС NaCl Na2SO4 HCl H2SO4 електрол1ту
1 0,01 - 0,00001 - шдкислений хлоридний
2 0,05 - 0,0001 -
3 0,1 - 0,001 -
Результата дослвдження та ïx обговорення. Першим етапом дослвдження впливу рН на деформацшну поведшку тривало експлуатовано! трубно! сталi були випробовування у тдкислених хлоридних електроль тах. 3i зб1льшенням величини номiнальних напружень iнтенсивнiсть процесу деформування зростае. За найви-щого, близького до границ мiцностi навантаження, спостерiгаeмо на кривш повзучостi уступи. Причому характерно, що для деградованого матерiалу вони рiзкi-шi i починають появлятися за нижчих рiвнiв напружень (помiтнi уже за 420 МПа). Очевидно, така деформа-цшна поведiнка може бути спричинена поширенням мiкротрiщин, що й зумовлюе стрибкоподiбне зростання деформацп. Оскшьки в деградованiй сталi значно бшь-ша кiлькiсть нагромаджених пошкоджень, зокрема i мжротрщин у зародковому сташ, то для !х зрушення потрiбен нижчий рiвень номiнальних напружень. Така деформацшна поведiнка п1дтверджуеться ранiше прове-деними в 1ФНТУНГ дослiдженнями (Poberezhnyi, 2007; Poberezhnyi & Stanetskyi, 2011).
0 50000 100000 150000 200000 250000 t, хв Рис. 1. Юнетика деформацй матерiалу трубопроводу у МС1: ■ - сталь у сташ поставки; □ - 41 рк експлуатацй
Цитування за ДСТУ: Станецький А. I. Вплив кислотност середовища на onip деформа^ям тривало експлуатованих трубних сталей / А.
I. Станецький // Науковий вкник НЛТУ Укра'ни. - 2017. - Вип. 27(3). - С. 158-160 Citation APA: Stanetsky, A. I. (2017). The Impact of Acidity Resistance on the Deformation of Long-Term Exploited Pipeline Steels. Scientific Bulletin of UNFU, 27(3), 158-160. Retrieved from: http://nv.nltu.edu.ua/index.php/journal/article/view/258
У МСь значення рН в якому дорiвнюe 5, спостерь гаемо прирiст деформаци вiд 5 до 15 % (рис. 1), залеж-но ввд рiвня номiнальних напружень, фiксуемо також збшьшення кута нахилу завершально!' дшянки криво!', що вказуе на небезпеку подальшо!' втрати матерiалом опору тривалим деформацiям. Помiтних деформа-цiйних стрибюв не фiксуемо, ризик аварiйноí розгерме-тизацií незначний, що пов'язано iз превалюючим меха-нiзмом киснево!' деполяризацй, i незначним водневим окрихченням.
Рис. 2. Юнетика деформаци матерiалу трубопроводу у МС2: ■ - сталь у стат поставки; □ - 41 piK експлуатаци
О 50000 100000 150000 200000 250000 t, хв
Рис. 3. Кiнетика деформаци матерiалу трубопроводу у МС3: ■ -сталь у стат поставки; □ - 41 рк експлуатаци
З подальшим зменшенням рН до 4 (МС2) фiксуeмо iстотнi деформацшт флуктуацií (рис. 2). Особливо по-мiтнi вони в областi високих напружень, що пояснюють впливом мехашчного чинника на фонi водневого ок-рихчення. Виразно спостерiгаeмо цикли прискорення-сповiльнення деформацií, якi вiдповiдають циклам росту трщини. Найiнтенсивнiшi вони на першому етапi ек-спозици, далi швидкiсть приросту деформацií спадае. Прирiст деформацií становить 7-18 %, проте е ризик раптово! розгерметизаци внаслiдок розтрiскування, зу-
мовленого водневим окрихченням (Tsyrulnyk et al., 2004; Poberezhnyi, 2007).
Деформацiйна поведiнка тривало експлуатовано!' сталi у МС3 за рН 3 е бшьш прогнозованою. Деформа-цiйнi стрибки фiксуемо, проте вони значно плавтш^ нiж у МС2. Це зумовлено значною хiмiчною активнiстю середовища, яка призводить до швидкого притуплення вершини трiщини. Проте тут фжсуемо найбiльший аб-солютний приркт деформацií, який становить 9-24 % (рис. 3). Таю результати свщчать про значш ризики роз-герметизаци внаслiдок швидкого розчинення металу в зонах пошкодження iзоляцiйного покриття. Якщо при цьому враховувати можливiсть виникнення макрогаль-ванiчних елементiв вздовж траси трубопроводу та вплив змiнного та наведеного струмiв, то ситуацiя стае загрозливою.
Потрiбно збiльшити кiлькiсть мошторингових захо-дiв та оптимiзувати режими експлуатаци, що дасть змо-гу ефективно використовувати наявнi трубопроводи та забезпечити !'х працездатнiсть в умовах тривало!' ди експлуатацiйних середовищ (табл. 2).
Табл. 2. Кути нахилу завершальних дыинок кривих _деформаци у МС 1-3_
МС Не експлуатована труба, МПа 41 piK експлуатаци, МПа
330 420 510 330 420 510
1 2,395 5,221 6,74 3,865 5,356 7,713
2 3,201 5,792 3,418 3,509 5,909 3,941
3 4,903 5,199 3,604 5,971 6,102 4,527
Висновки:
1. Проведено дослщження впливу тривало! експлуатаци та рН середовища на характеристики опору деформащ-ям трубно! сталi 17ГС.
2. Запропоновано використовувати показник кута нахилу завершально! дшянки деформацiйноi криво! як характеристику нестащонарност корозiйно-механiчних про-цеав i показано, що найнебезпечнiшими для тривало експлуатованих сталей е МС1 та МС3
3. Надалi потрiбно розширити сортамент дослiджуваних трубних сталей для штегрально! оцiнки потенцiйних експлуатацшних ризиюв, спричинених корозшно-ме-ханiчними процесами.
Перелж використаних джерел
Chornyi, I. B. (1995). Heohrafiia gruntiv z osnovamy gruntoznavstva: navch posibnyk. Kyiv: Vyshcha shkola, 240 p. [in Ukrainian].
Kryzhanivskyi, Ye. I., Poberezhnyi, L. Ya. (2004). Metodolohiia dos-lidzhennia deformatsii ta ruinuvannia truboprovidnykh system. Mekhanika ruinuvannia materialiv i mitsnist konstruktsii, 3, 419424. [in Ukrainian].
Poberezhnyi, L. Ya. (2007). Vplyv rN seredovyshcha na perebih stres-koroziinykh protsesiv. Mashynoznavstvo, 10, 42-47. [in Ukrainian].
Poberezhnyi, L. Ya., & Stanetskyi, A. I. (2011). Koroziino-mekha-nichna dehradatsiia mahistralnykh hazoprovodiv. Naftova i hazova promyslovist, 1, 36-38. [in Ukrainian].
Tsyrulnyk, O. T., Nykyforchyn, H. M., Zvirko, O. I., & Petryna, D. Yu. (2004). Okrykhchennia stali mahistralnoho naftoprovodu. Fizyko-khimichna mekhanika materialiv, 2, 125-126. [in Ukrainian].
А. И. Станецкий
ВЛИЯНИЕ КИСЛОТНОСТИ СРЕДЫ НА СОПРОТИВЛЕНИЕ ДЕФОРМАЦИЯМ ДЛИТЕЛЬНО ЭКСПЛУАТИРУЕМЫХ ТРУБНЫХ СТАЛЕЙ
Проведено исследование влияния длительной эксплуатации и рН среды на характеристики сопротивления деформациям трубной стали 17ГС. Предложено использовать показатель угла наклона заключительного участка деформационной кривой в
качестве характеристики нестационарности коррозионно-механических процессов и показано, что наиболее опасными являются для длительно эксплуатируемых сталей являются МС и МС3. В дальнейшем нужно расширить сортамент исследуемых трубных сталей для интегральной оценки потенциальных эксплуатационных рисков, вызванных коррозионно-механическими процессами.
Ключевые слова: нефтегазопроводы; длительная эксплуатация; сопротивление деформациям; коррозионно-механическая деградация; остаточный ресурс.
A. I. Stanetsky
THE IMPACT OF ACIDITY RESISTANCE ON THE DEFORMATION OF LONG-TERM
EXPLOITED PIPELINE STEELS
Being one of the largest transmitters of natural gas, Ukraine has pipeline systems technologically connected with similar pipelines in Russia, Belarus, Moldova, Romania, Hungary, Slovakia and Poland, and through them with gas pipelines throughout European continent. The urgency of studying of the influence of pH on the characteristics of corrosion-mechanical processes exists since Western Ukraine land, where the significant portion of strategically important pipelines is located, is characterized by acidic soils with chloride and chloride-sulfate electrolytes. The risk is greatest in acidic environments, because of the special sensitivity of long-term exploited pipeline steels to hydrogen embrittlement. Therefore the purpose of the work is to research long-acting exploitation environments and work terms on deformation behavior of pipeline steel in acid soils. As the object of our study we have chosen main gas pipelines of large diameter made from steel 17HS that have been in service for 41 years. To study the kinetics of low-temperature creep corrosion we have selected three levels of nominal stress according to the size limits of the yield stress of the pipeline that meet the staff, increased staff and part-time modes of the pipeline and are respectively 330, 420 and 510 MPa. On the first stage of the study long-term exploited pipe steels were testing in acidified chloride electrolytes. With the increase in the nominal value of the stress intensity deformation process increases. At the top, near the border of strength exercise, we watched the curve creep slopes. And the characteristic is that they are sharply degraded material and begin to appear at lower levels of stress (already visible at 420 MPa).With further decreasing of pH to 4 (ME2) we fixed significant deformation fluctuations. Clearly there are cycles of acceleration-deceleration strain responsible for crack growth cycles. They are the most intense in the first stage of exposure, further the speed of deformation decreases. Deformation behavior of long-term exploited steels at ME3pH 3 is more predictable. Thus, our conclusions are as follows. The authors have studied the influence of continuous service and pH characteristics of resistance to deformation of pipe steel 17HS. We have identified the use rate of the angle of inclination of final section deformation curve as the non-stationary characteristics of corrosion-mechanical processes and have shown that the most dangerous to long-term exploited steels are ME1 and ME3. Further to extend assortment of pipe steels we have investigated for integrated assessment of potential operational risks caused by corrosion and mechanical processes.
Keywords: gas and oil pipelines; long-term operation; resistance to deformation; corrosion and mechanical degradation; remaining life.
1нформац1я про автора:
Станецький Андрш 1горович, канд. техн. наук, заст. нач. ВК, тдполковник, 1вано-Франювський нацюнальний техшчний ушвер-ситет нафти i газу, м. 1вано-Франювськ, Украша. Email: [email protected]
