Експериментально визначено залишкова швидкість корозії і інтенсивність електролітичного наводороживания трубної сталі 17ГС в наскрізних дефектах і під відшарувалася ізоляцією при різних значеннях безрозмірного критерію: ступеня перевищення щільності струму катодного захисту над щільністю граничного струму по кисню. Показано, що при перевищенні щільності струму катодного захисту над щільністю граничного струму по кисню в 10 ... 100 і більше разів просторове положення зразка щодо трубопроводу великого діаметра (у верхній, бічній або нижній утворює) не робить помітного впливу на ступінь придушення корозійного процесу. залишкова швидкість корозії, незалежно від просторового положення, пригнічується до значень 0,005 ... 0,007 мм / рік. У той час як кількість оклюдованого сталлю водню при цих же значеннях безрозмірного критерію максимальна у нижній утворює (під трубою) і перевищує таку у верхній і бічний утворюють в 1,5 ... 2 рази, що обумовлює формування стрес-корозійних тріщин під відшарувалася ізоляцією переважно у нижньої твірної напружено-деформованих трубопроводів великого діаметра.

Анотація наукової статті з хімічних технологій, автор наукової роботи - Хижняков Валентин Гнатович, Кудашкин Юрій Анатолійович, Хижняков Максим Валентинович, Жилін Андрій Валерійович


Corrosion remaining velocity and intensity of electrolytic hydrogenation of pipe steel 17GS in through defects and under spalled isolation at various values ​​of dimensionless criterion: the oxygen excess degree of cathodic protection current density over limiting current density, have been experimentally determined. It was shown that at oxygen excess of cathodic protection current density over limiting current density in 10 ... 100 and more times the sample attitude position relative to pipeline of major diameter (at upper, lateral and lower generator) does not influence greatly on the degree of corrosion suppression. The corrosion remaining velocity regardless of attitude position is suppressed to the values ​​0,005 ... 0,007 mm / year. The amount of steel occluded hydrogen at the same values ​​of dimensionless criterion is maximum at lower generator (under the pipe). The amount exceeds it at upper and lateral generators in 1,5 ... 2 times that conditions the formation of stress-corrosion cracks under the spalled isolation, mainly at lower generator of stressed-deformed pipelines of major diameter.


Область наук:
  • хімічні технології
  • Рік видавництва: 2011
    Журнал: Известия Томського політехнічного університету. Інжиніринг ГЕОРЕСУРСИ

    Наукова стаття на тему 'Коррозионное розтріскування напружено-деформованих трубопроводів при транспорті нафти і газу'

    Текст наукової роботи на тему «Коррозионное розтріскування напружено-деформованих трубопроводів при транспорті нафти і газу»

    ?УДК 620.193.004.2

    Корозійне розтріскування НАПРУЖЕНО-ДЕФОРМОВАНИХ ТРУБОПРОВОДОВ

    ПРИ ТРАНСПОРТІ нафти та природного газу

    В.І. Хижняков, Ю.А. Кудашкин *, М.В. Хижняков **, А.В. Жилін

    Томський політехнічний університет * ТОВ «Газпром трансгаз Томськ»

    ** ВАТ «Центрсібнефтепровод», Томськ E-mail: Ця електронна адреса захищена від спам-ботів. Вам потрібно увімкнути JavaScript, щоб побачити її.

    Експериментально визначено залишкова швидкість корозії і інтенсивність електролітичного наводороживания трубної сталі 17ГС в наскрізних дефектах і під відшарувалася ізоляцією при різних значеннях безрозмірного критерію: ступеня перевищення щільності струму катодного захисту над щільністю граничного струму по кисню. Показано, що при перевищенні щільності струму катодного захисту над щільністю граничного струму по кисню в 10 ... 100 і більше разів просторове положення зразка щодо трубопроводу великого діаметра (у верхній, бічній або нижній утворює) не робить помітного впливу на ступінь придушення корозійного процесу. Залишкова швидкість корозії, незалежно від просторового положення, пригнічується до значень 0,005 ... 0,007 мм / рік. У той час як кількість оклюдованого сталлю водню при цих же значеннях безрозмірного критерію максимальна у нижній утворює (під трубою) і перевищує таку у верхній і бічний утворюють в 1,5.2 рази, що обумовлює формування стрес-корозійних тріщин під відшарувалася ізоляцією переважно у нижній утворює напружено-деформованих трубопроводів великого діаметра.

    Ключові слова:

    Корозія, магістральні нафтогазопроводи, електрохімічний захист, напружено-деформований стан, катодного наводороживание.

    Key words:

    Corrosion, oil and gas pipeline, cathodic protection system, stressed-deformed state, cathodic hydrogenation.

    Аналіз стрес-корозійних руйнувань магістральних нафтогазопроводів (НГП) свідчить про те, що вміст водню в осередку стрес-корозійних руйнувань становить

    8 ... 13 см3 / 100 г при вихідному ( «родовідне») змісті водню поза осередкової зони

    1.2 ... 2.0 см3 / 100 г. Спостережуване явище вказує на протікання процесу катодного наводороживания стінки напружено-деформованих НГП при їх тривалої експлуатації, що призводить до стрес-корозійного розтріскування зовнішньої катоднозащіщаемой поверхні (КЗП). Процес наводороживания стінки трубопроводів з боку зовнішньої КЗП відбувається при одночасній дії струму катодного захисту _ / і і механічної напруги, що викликаються тиском транспортується.

    Практика експлуатації магістральних НГП свідчить про те, що процес наводорожіва-ня викликає утворення мікротріщин практично повсюдно поблизу КЗП напружено-деформованих НГП, в місцях впливу локальних напружень: зони термічного впливу поздовжніх і кільцевих зварних швів, подряпин, вм'ятин, корозійних виразок і т. Д . Стрес-корозія напружено-деформованих трубопроводів при транспорті нафти і газу є особливим видом руйнування, який проявляється у вигляді утворення на КЗП колоній тріщин, що розвиваються у часі як в наскрізних дефектах ізоляції, так і під відшарувалася ізоляцією, що в підсумку призводить до відмов.

    Статистика відмов, наведена в таблиці, показує, що з 1997 р стрес-корозійні від-

    кази переважають над корозійними. При цьому спостерігається спад і відносна стабілізація корозійних відмов, а кількість стрес-корозійних відмов, навпаки, зростає. Стрес-корозійні відмови відбуваються на магістральних трубопроводах великого діаметру 1420, 1220, 1020, 820 і 720 мм, хоча трубопроводи менших діаметрів виготовлені з цих же сталей феррит-но-перлітного класу. Аналіз статистики стрес-корозійних відмов за 10 років (1996-2007 рр.) Показує, що 5% випадків руйнувань сталося після закінчення 5.7 років експлуатації, переважна кількість - в «віці» від 7 до 25 років.

    Таблиця. Динаміка корозійних і стрес-корозійних відмов на зовнішньої КЗП магістральних НГП

    Роки Відносне число відмов Розподіл числа стрес-кор-Зіон відмов за діаметрами магістральних нафтогазопроводів, мм

    стрес-кор розіонних коррозі- ційних 720 1020 1220 1420

    Тисяча дев'ятсот дев'яносто шість 0,27 0,38 - - - 0,27

    1997 0,36 0,30 - - 0,25 0,11

    1998 0,23 0,27 - - 0,08 0,15

    1999 0,27 0,26 - 0,04 - 0,23

    2000 0,30 0,20 - - 0,10 0,20

    2001 0,60 0,25 - 0,10 0,25 0,25

    2002 0,50 0,18 - 0,05 0,10 0,35

    2003 0,40 0,18 0,05 - 0,20 0,15

    2004 0,50 0,20 - 0,05 0,25 0,20

    2005 0,50 0,17 - - 0,35 0,15

    2006 0,53 0,18 0,08 - 0,20 0,25

    2007 0,61 0,20 0,05 0,06 0,20 0,30

    Стрес-корозія повсюдно з'являється і розвивається на зовнішньої КЗП трубопроводів і до теперішнього часу перетворилася на серйозну проблему. Субструктура зламу стінки труби, схильною до стрес-корозійного руйнування, свідчить про те, що поблизу КЗП, на відстані 2,0.2,5 мм сталь руйнується крихко, з подальшим вузькому доломіт [1. С. 700]. При цьому в колоніях стрес-корозійних тріщин на зовнішній КЗП корозійні виразки, як правило, відсутні (рис. 1).

    тах центральній частині Західного Сибіру [3]. Катодні поляризаційні криві були зняті на робочому електроді зі сталі 17ГС діаметром 5 мм в потенцістатіческом режимі з витримкою кожного потенціалу протягом хвилини за допомогою потенціостата Р-150.

    Мал. 1. Субструктура зламу стінки завтовшки 12 мм напружено-деформованого трубопроводу, схильного стрес-корозійного руйнування після 20-ти років експлуатації

    На нашу думку наявність крихкого зламу поблизу КЗП свідчить про формування тут зони наводороживания структури трубної сталі в процесі експлуатації трубопроводу при катодного перезащіте. Згідно з діючими ГОСТ Р 51164-98 і 9.602-2005 нормовані значення поляризаційних потенціалів при експлуатації підземних сталевих трубопроводів складають -0,85.-1,15 В за медносульфатному електроду порівняння (МЕМ). На діючих сталевих трубопроводах при відсутності можливості вимірювань поляризаційних потенціалів допускається здійснювати катодний поляризацію таким чином, щоб сумарні захисні потенціали ^ защ, що включають поляризаційну і омічного складові, перебували в межах -0,9.-2,5 У по МЕМ для трубопроводів з мастичних і стрічковим покриттями і в межах -0,9.-3,5 у по МЕМ - для трубопроводів з покриттям на основі екструдованого поліетилену.

    При проведенні комплексних обстежень режимів роботи засобів електрохімічного захисту діючих магістральних нафтогазопроводів центральній частині Західного Сибіру нами встановлено, що при нормованих значеннях захисних потенціалів з омічний складової щільність струму катодного захисту перевищує щільність граничного струму по кисню в 10.100 і більше разів [2]. Тобто, при нормованих значеннях захисних потенціалів на КЗП підземних трубопроводів одночасно протікають дві і більше реакцій: електровідновлення кисню і поверхнево-активних компонентів грунтового електроліту, виділення водню з води і осадження металів. На рис. 2 представлені катодні поляризаційні криві, зняті на сталевих зразках під влагонасищенних грун-

    Мал. 2. Катодні поляризаційні криві настали 17ГС у влагонасищенних грунтах центральній частині Західного Сибіру при 20 ° С: 1) в піску з вологістю 16%; 2) в торфі з вологістю 120%; 3) в глині ​​з вологістю 9%

    Хід катодних поляризаційних кривих, представлених на рис. 2, свідчить про те, що при нормованих значеннях захисних (поляризаційних) потенціалів основними на КЗП підземних трубопроводів в нейтральних і слабколужних грунтах з рН 5.7, де прокладені більшість російських НГП, є реакції: електровідновлення кисню: 02 + 4е + Н20 ^ 40Н-, про що на кривих рис. 2 свідчить майданчик граничного струму по кисню, і виділення водню з води: 2Н20 + 2е ^ 2Надс + 20Н- - висхідні гілки кривих.

    Слід підкреслити, що перша реакція протікає як у відсутності струму катодного захисту (корозія з кисневою деполяризацією), так і в присутності струму катодного захисту (протікання реакції електровідновлення кисню на КЗП під дією струму катодного захисту, в результаті чого відбувається гальмування корозійного процесу). А друга реакція катодного розкладання води з виділенням водню протікає тільки під впливом струму катодного захисту і її протікання на КЗП до «придушення» корозійного процесу, як показали наші дослідження [2, 3], не має практично ніякого відношення. На нашу думку водень є однією з основних причин корозійного розтріскування високонапірних (напружено-деформованих) трубопроводів з боку зовнішньої КЗП. Однак систематичних досліджень по вліянію_ / н на ступінь придушення корозії і одночасне диффузионное накопичення водню в структурі трубної стали безпосередньо в наскрізному дефекті ізоляції і під відшарувалася ізоляцією до теперішнього часу практично не проведено.

    Метою роботи є експериментальне визначення ступеня «придушення» корозії і на-водорожіванія трубної стали безпосередньо в наскрізному дефекті ізоляції і під відшарувалася ізоляцією, в зоні контакту поверхні, що захищається з електролітом при різних значеннях запропонованого нами [4] безрозмірного критерію п: п = / п / / щ>, де - щільність граничного струму по кисню.

    Для проведення досліджень була виготовлена ​​спеціальна конструкція робочого електрода, що представляє собою пластину з метілметакрі-лата з розмірами 150x100x10 мм, в яку на рівній відстані один від одного вставляли в спеціальні гнізда круглі зразки зі сталі 17ГС діаметром 10 мм з контактними виводами від торцевої поверхні. Зворотну і торцеву поверхні зразків ізолювали хімічно стійким лаком. Після установки зразків в гнізда пластини з метилметакрилату, перевіряли наявність електричного контакту між сталевими висновками і зразками. Потім пластини ізолювали полімерною плівкою «Мйо», товщиною 0,5 мм. Навпаки середнього зразка в ізоляційної плівці наносили наскрізне пошкодження. В умовах експерименту адгезионное взаємодія сталевих зразків з ізоляцією виключалося. Всі зразки в зоні відшарування ізоляції контактували з плівкою електроліту, використовуваного для корозійних випробувань. В якості електроліту використовували 0,5% -й розчин №С1 з добавкою 1,5 ... 3 г / л СН ^ Д Контактні висновки від робочих електродів закорачивается через мікроамперметра таким чином, щоб можна було вимірювати загальний струм катодного захисту і ток катодного захисту, що протікає через кожен зразок під відшарувалася ізоляцією на різній відстані від краю наскрізного дефекту.

    В ході експерименту в клітинку з електролітом поміщали три ізольованих пластини зі сталевими зразками. За зразками першої пластини визначали швидкість корозії без катодного захисту за час встановлення потенціалу корозії. Після встановлення в часі значення потенціалу корозії на робочі електроди другий і третій ізольованою пластини в Гальвані-ному режимі від потенціостата Р-150 подавали струм катодного захисту при різних значеннях безрозмірного критерію п ^ п / ЛР, що приймає значення від 0 до 100. Після закінчення 140 ч потен-ціостат відключали і за зразками другий пластини визначали залишкову швидкість корозії трубної сталі в наскрізному дефекті ізоляційного покриття і під відшарувалася ізоляцією на різних відстанях від краю наскрізного дефекту при катодного захисту. Для цього зразки витягували з пластини, зважували на аналітичних вагах WA-31 з точністю до 0,1 мг, вичитали спад маси зразків за час встановлення потенціалу корозії і, далі, ваговим методом визначали швидкість їх корозії під катодного захистом при різних зна-

    пах безрозмірного критерію п ^ в / ЛР. Отримані значення масового показника корозії перераховували в глибинний, мм / рік (рис. 3).

    Мал. 3. Залежність залишкової швидкості корозії від безрозмірного критерію п-Зразок: 1) навпроти наскрізного дефекту ізоляції, 2) на відстані 20 мм в обидві сторони від наскрізного дефекту; 3) на відстані 40 мм; 4) на відстані 60 мм

    Хід експериментальних результатів, представлених на рис. 3, свідчить про те, що коли П = ЛД = 1-Л на зразках, які перебувають як навпроти наскрізного дефекту ізоляції, так і під відшарувалася ізоляцією на різних відстанях від краю наскрізного дефекту, швидкість корозії пригнічується до значень, що не перевищують 0,01.0, 013 мм / рік. Подальше збільшення щільності струму катодного захисту не призводить до помітного придушення корозії, але, за візуальними спостереженнями, супроводжується різким збільшенням обсягу водню, отделяющегося від КЗП зразків. У зв'язку з цим представляло інтерес визначити обсяг оклюдованого сталлю водню при різних значеннях критерію п. Для цього визначали обсяг водню, поглиненого зразками третьої пластини за час катодного поляризації методом анодного розчинення при щільності анодного струму 15.25 А / дм2, що виключає виділення кисню [5]. Виділяється при розчиненні стали водень збирали в газовій бюретці, вміщеній над зразком. При катодному наводити-рожіваніі стали водень концентрується переважно в тонкому приповерхневому шарі. В умовах експерименту товщина анодно розчиняється шару зразка становила 0,1.0,3 мм.

    Електролітичне наводороживание сталевих зразків при перезащіте, коли п = / п / Л1р>1.3, відбувається внаслідок дифузії адсорбованих на КЗП атомів водню в структуру трубної сталі. На початковій стадії відбувається взаємодія між адатома водню Нл і поверхневими атомами стали, в результаті чого водень в структурі сталі (гратковий водень) знаходиться в іонізованому стані у формі протона. Гратковий водень легко дегазується, а водень, сегрегованого у вигляді молекул в дефектах кристалічної решітки практично недегазі-ється. Ця обставина викликала при визначенні обсягу оклюдованого сталлю водню застосувати метод анодного розчинення.

    При режимі катодного перезахисту, коли 77 = 100, в зразках, що знаходяться в нижньому положенні (у верхній утворює трубопроводу), кількість поглиненого водню відрізнявся в межах 30.60% і практично, в межах розкиду результатів експерименту, не перевищувало змісту «родовідного» водню 1, 3.1,6 мл / г, як в зразку, що знаходиться навпроти наскрізного пошкодження ізоляції, так і під відшарувалася ізоляцією, в зоні контакту зразків з електролітом, на різній відстані від краю наскрізного дефекту ізоляції. Коли катодний поляризацію зразків здійснювали в стельовому положенні, з відповідним положенням наскрізних дефектів ізоляції під трубою, кількість виділився водню після катодного поляризації зросла в 1,5.2 рази, що зумовлено залежністю електролітичного наводороживания від ступеня заповнення КЗП адатома водню НЛ.

    Спостережуване явище обумовлено тим, що при перезащіте, коли 77 = 100, КЗП і прилеглий електроліт досягають певної міри пересичення і виникнення водневого бульбашки стає можливим, то він зростає до розмірів, необхідних для його відриву від поверхні, що захищається. У нижньому положенні (у верхній твірної труби) перший бульбашка з'являється відразу після включення перезахисту при 77 = 100 і, досягаючи діаметра 100.120 мкм відділяється від поверхні, що захищається. У стельовому положенні (під трубою) перший бульбашка з'являється з затримкою і, з'являючись, практично не збільшується в діаметрі, який залишається рівним 20.30 мкм, що свідчить про те, що в стельовому положенні швидкість посадки адатомів водню при переза-щиті перевищує швидкість їх видалення.

    Тривале присутність адатомів водню на КЗП призводить до адсорбционному зниження міцності сталей (ефект Ребіндера) і її електролітичного наводороживания. У нижньому положенні (у верхній твірної труби) при появі бульбашки водню при перезащіте збільшуються в діаметрі до 100.120 мкм і відокремлюються від КЗП, знижуючи концентрацію НЛ. У стельовому положенні (під трубою) діаметр бульбашок не перевищує 20.30 мкм, вони практично не відокремлюються від КЗП при крайовому куті змочування, рівному 20 ± 0,5 °.

    Згідно з уявленнями А.Н. Фрумкіна і Б.Н. Кабанова [6, 7] робота утворення зародка водневого бульбашки на стінці при крайових кутах 90.110 ° менше такої при 0 ° в 4 рази. З цієї причини ймовірність утворення зародка бульбашки водню у нижній твірної труби в кілька разів менше, ніж у верхній утворює, за нашими даними в 3.6 раз. Уповільнений перехід НЛ в газову фазу у вигляді Н2: Надсен + Надсен ^ Н2, в стельовому положенні (під трубою) призводить при перезащіте до інтенсивного електролітичному наводороживания стінки труб Ду 720.1420 мм у нижній утворює. Діаметр під-

    огрядних бульбашок на КЗП залежить від крайового кута змочування і кривизни стінки трубопроводу. Кривизна стінки труб (в умовах експерименту сталевого обруча) діаметром менше 720 мм призводить до збільшення крайового кута змочування водневих бульбашок і на КЗП від 20 ± 0,5 до 110 ± 0,5 °, що призводить до зростання їх діаметра й і відокремлення від КЗП , завдяки чому ми на практиці не спостерігаємо вогнищ стрес-корозійних руйнувань на трубах малого діаметра (менше 720 мм) при перезащіте, коли Лз / Л1р>>10.

    В умовах експерименту діаметр бульбашок водню в стельовому положенні (під трубою) в 3.5 раз менше, ніж в нижньому положенні (у верхній утворює трубопроводу), тобто розмір відриваються від КЗП трубопроводу бульбашок тим менше, чим менше крайовий кут змочування 0. Можна вважати, що пересичення, необхідне для утворення життєздатного зародка бульбашки водню у верхній утворює менше в порівнянні з нижньої твірної в 3.5 раз, що сприяє тривалому перебуванню Адато-мов водню у нижній утворює трубопроводу. Перебування адатомів водню у нижній утворює в порівнянні з верхньої призводить до інтенсивного електролітичному наводорожіва-нию стінки труби і утворення там колоній стрес-корозійних тріщин при одночасному впливі адатомів водню і розтягують кільцевих напружень, створюваних робочим тиском в трубопроводі.

    Результати наших обстежень корозійного стану зовнішньої КЗП магістральних НГП центральній частині Західного Сибіру, ​​а також результати корозійних обстежень інших авторів, які провели обстеження напружено-деформованих магістральних трубопроводів в інших регіонах країни [8, 9], свідчать про те, що осередок передруйнування знаходиться практично повсюдно поблизу КЗП, на глибині 0,17.0,3 мм, там, де концентрація водню, в осередку стрес-корозійного руйнування, максимальна. Для перевірки цього факту було виготовлено спеціальну експериментальну установка, що дозволяє визначати швидкість набору тиску водню при його проходженні через напружено-деформований зразок зі сталі 17ГС при різних значеннях критерію п [10].

    Було встановлено, що при механічних напругах а, рівних (0,55.0,75) ст02, коли п = 16.20, швидкість набору тиску під напружено-деформованим зразком трубної сталі товщиною 0,3 мм в обескіслороженном електроліті становила 0,048 МПа / міс (0,016 атм / добу); коли п = 75.100 - відповідно 0,1 МПа / сут (0,033 атм / добу); коли п = 125.150, швидкість набору тиску склала 0,2 МПа / міс (0,066 атм / добу).

    Відомо, що еквівалентні напруги, а значить і міцність напружено-деформованого трубопроводу, в основному визначаються кільцевими розтягують напруженнями

    в стінці труби. Знаючи швидкість набору тиску водню поблизу КЗП при різних значеннях критерію п і величину кільцевих напруг, що розтягують при заданому робочому тиску в трубопроводі було розраховано час до появи на КЗП стрес-корозійного тріщини. [10]. Цей час був порівнювати із реальним часом освіти стрес-корозійних тріщин на магістральних газопроводах при заданому робочому тиску в трубі і величини безрозмірного критерію п.

    На рис. 4 представлена ​​стрес-корозійна тріщина, виявлена ​​за результатами внутрішньотрубної діагностики магістрального газопроводу «Парабель-Кузбас» діаметром 1020 мм, на 107 км, після закінчення 32-х років з початку експлуатації при робочому тиску, що дорівнює 3,5 МПа, при п = 120.132 . Видно, що при перезащіте процес корозії на КЗП практично повністю пригнічений. Слідів корозії за 32 роки експлуатації трубопроводу немає.

    Мал. 4. Стрес-корозійна тріщина, виявлена ​​за результатами внутрішньотрубної діагностики уніжней третини утворює магістрального газопроводу «Пара-бель - Кузбас» після закінчення 32-х років експлуатації

    Згідно з методикою, наведеною нами в роботі [10], при Рраб = 3,5 МПа і п = 132 водневий надріз на КЗП повинен з'явитися через 21 ± 2 роки. Мабуть це так і сталося. За наступні 10 років цей водневий надріз перетворився в стрес-корозійну тріщину глибиною до 6 мм, тобто швидкість поширення тріщини в глиб стінки труби в даному випадку склала 0,6 мм / рік, що цілком узгоджується з даними по швидкості поширення стрес-корозійних тріщин в глиб стінки труби [11, 1. С. 703]. За даними цитованих авторів відмови через КРН трубних сталей відбуваються у нижній утворює (під трубою) на газопроводах великого діаметру 1420, 1220, 1020, 820 і 720 мм і практично ніколи на трубопроводах малих діаметрів, менше 720 мм, хоча вони виготовлені з тих ж сталей і експлуатуються в однакових умовах, таблиця.

    Спостережуване явище пов'язане з тим, що на трубопроводах діаметром менше 720 мм кривизна труби починає впливати на величину крайового кута змочування водневого бульбашки. На трубопроводах діаметром 720 мм і більше кут змочування бульбашок водню під трубою 0<(20.30 °), бульбашки протягом тривалого часу не збільшуються в діаметрі і не відокремлюють-

    ся від КЗП, тобто процес молізаціі водню тут істотно загальмований. Зростання крайового кута змочування до 90.110 ° і помітне відділення «сидять» під трубою бульбашок водню починається коли радіус труби (в умовах експерименту сталевого обруча) зменшували до 320.520 мм. При цьому відбувається збільшення кута змочування, що супроводжується збільшенням діаметра водневого бульбашки й, і бульбашка починає підніматися вгору по твірної труби, що призводить до зниження ступеня заповнення КЗП адатома водню, чого не спостерігається на трубопроводах діаметром понад 720 мм.

    На КЗП напружено-деформованих трубопроводів діаметром понад 720 мм стрес-корозії-онние тріщини під впливом Рраб і ступеня перезахисту п формуються переважно у нижній утворює, в області локальних залишкових структурних напружень в стінці труби, наприклад, в зоні термічного впливу поздовжніх заводських швів, подряпин , вм'ятин, задирів і корозійних виразок. Тобто наявність концентраторів напруги сприяє розвитку стрес-корозійних тріщин при одночасному впливі кільцевих напруг, що розтягують і катодного водню, що викликається перезахисту. Пошкодження на зовнішньої КЗП трубопроводу мають комплексний корозійно-стрес-корозійно-ний характер. Тобто, наявність у нижній твірної труби концентраторів напружень, в умовах ускладнення процесу молізаціі виділяються при перезащіте адатомів водню, призводить до інтенсивного наводороживания трубної сталі під трубою. Саме тому стрес-кор-Зіон тріщини не завжди виявляються в точках дренажу установок катодного захисту, а там, де в процесі експлуатації трубопроводу є концентратори напружень.

    Експериментально встановлено, рис. 3, що коли п>10 залишкова швидкість корозії трубної сталі не перевищує 0,007 мм / рік. Корозійні дефекти на КЗП трубопроводу утворюються при п<1, або коли кошти катодного захисту не працюють: Лз = 0. Аналіз мікроструктури трубної сталі в районі кінця стрес-корозійного тріщини (рис. 1) показує, що по лінії просування тріщини є продукти корозії, що свідчить про нерівномірність режиму катодного захисту в процесі експлуатації магістрального трубопроводу. Продукти корозії розподілені уздовж тріщини нерівномірно. Це означає, що в процесі експлуатації режим катодного захисту не забезпечував повного придушення корозії трубної сталі, коли п< 1 або коли кошти електрохімічного захисту простоювали: Лз = 0.

    На внутрішньої катоднонезащіщаемой стінці трубопроводу, як показали проведені обстеження, стрес-корозійні тріщини відсутні, а виявлена ​​там єдина тріщина, на думку авторів роботи [12], найімовірніше існувала спочатку. Факт того, що вплив

    водню (наприклад, обезуглероживания трубної сталі) в околиці тріщини, що розвивається від внутрішньої катоднонезащіщаемой поверхні труби не спостерігається, є прямим підтвердженням впливу режимів катодного переза-щити на електролітичне наводороживание зовнішньої КЗП напружено-деформованих трубопроводів, супроводжуваної освітою колоній стрес-корозійних тріщин на КЗП при перезащіте, коли п ^ 10.

    висновки

    Показано, що при виборі потенціалів катодного захисту напружено-деформованих підземних сталевих трубопроводів слід крім вимірювання величини захисного потенціалу, регламентованого ГОСТ 51164-98 і 9.902-2005, додатково визначати щільність струму катодного захисту і зіставляти її з щільністю граничного

    струму по кисню в умовах прокладки трубопроводів. При режимі катодного захисту, коли щільність струму перевищує щільність граничного струму по кисню в 3.5 раз і більше, залишкова швидкість корозії сталей трубного сортаменту в грунтах з рН 5,5 ... 7,5 не перевищує 0,01.0,013 мм / рік при практичній відсутності електролітичного наводороживания стінки трубопроводу. Подальше збільшення щільності струму не призводить до помітного зменшення залишкової швидкості корозії, інтенсифікуючи процес електролітичного насичення приповерхневого шару стінки трубопроводу катодних воднем, що сприяє появі та розвитку на катоднозащіщаемой поверхні напружено-деформованих трубопроводів стрес-корозійних тріщин.

    Робота виконана в рамках ФЦП «Наукові та науково-педагогічні кадри інноваційної Росії» на 2009-2013 рр. ТК№ П1404 від 03.09.2009 р.

    СПИСОК ЛІТЕРАТУРИ

    1. Мазур І.І., Іванцов О.М. Безпека трубопровідних систем. - М .: Изд-во «Елима», 2004. - 1024 з.

    2. Хижняков В.І. Попередження виділення водню при виборі потенціалів катодного захисту підземних сталевих трубопроводів // Корозія: матеріали, захист. - 2009. - № 9. -С. 7-10.

    3. Хижняков В.І., Глазов Н.П., Налеснік О.І. Дослідження корозії трубної сталі у вологих ґрунтах Середнього Прио-бья // Корозія і захист свердловин, трубопроводів і морських споруд в газовій промисловості. - М .: ВНІІОЕГаз-пром, 1982. - № 4. - С. 12-14.

    4. Хижняков В.І. Нові критерії вибору режимів катодного захисту підземних сталевих трубопроводів // Практика протикорозійного захисту. - 2009. - № 4. - С. 13-15.

    5. Белоглазов С.М. Про визначення водню в сталі методом анодного розчинення // Заводська лабораторія. - 1961. -№ 12. - С. 1468-1469.

    6. Фрумкін А.Н., Багоцький В.С., Іофа З.А., Кабанов Б.М. Кінетика електродних процесів. - М .: МГУ, 1952. - 328 с.

    7. Кабанов Б.М. Електрохімія металів і адсорбція. - М .: Наука, 1966. - 279 с.

    8. Воронін В.М., Мамаєв Н.І., Ахтіміров Н.Д. Бурдин-ський Е.В. Аналіз стрес-корозійного стану магістральних газоприводи ТОВ «Севергазпром» на основі ре-

    злиттів внутрішньотрубної дефектоскопії і обстежень в шурфах, шляхи вирішення проблеми КРН // Особливості прояву КРН на магістральних газопроводах ВАТ «Газпром». Методи діагностики, способи ремонту дефектів і шляхи запобігання КРН: Матер. галузевої наради ВАТ «Газпром», м Ухта, 11-15 листопада 2002 р - Ухта, 2002. - С. 69-83.

    9. Волгіна Н.І., Ілюхіна М.В., Сергєєва Т.К. Вивчення розподілу водню в аварійних трубах, що зруйнувалися в результаті стрес-корозії // Матер. II Міжнар. конф. по водневого охрупчіванію металів. - Донецьк, 1998. - С. 245.

    10. Хижняков В.І., Жилін О.В. Визначення інкубаційного періоду утворення дефектів КРН на катоднозащіщаемой поверхні підземних сталевих трубопроводів // Практика протикорозійного захисту. - 2009. - № 4. - С. 44-48.

    11. Абдуллін І.Г, Гарєєв А.Г, Мостовий О.В. Корозійно-механічна стійкість нафтогазових трубопровідних систем: діагностика та прогнозування довговічності. - Уфа: Гілем, 1997. - 120 с.

    12. Гумер К.М., Гулятдінов А.А., Черкасов Н.М., Кудакаев С.М., Абдульманов А.М., Мокроусов С.Н. Стрес-корозія - один з джерел небезпеки на високонавантажених підземних сталевих трубопроводах, ізольованих плівковими матеріалами // нафтопромислове справу. - 2005. - № 4. - С. 42-46.

    Надійшла 17.11.2010 р.


    Ключові слова: корозія / магістральні нафтогазопроводи / електрохімічний захист / напружено-деформований стан / катодного наводороживание / Corrosion / oil and gas pipeline / cathodic protection system / stressed-deformed state / cathodic hydrogenation

    Завантажити оригінал статті:

    Завантажити