Анализ режимов катодной защиты на аварийных разрушениях магистральных газонефтепроводов по причине стресс-коррозии

Известно [205], что максимальное время до разрушения вследствие коррозии под напряжением отвечает за область поляризационных потенциалов 0,85... 1,1 В по м. с. э., когда плотость тока катодной защиты достигает значений плотности предельного тока по кислороду или не более чем в 5...7 раз превышает се. В области высоких потенциалов катодной защиты, когда jK 3 / j > 10, происходит интенсивное электролитическое насыщение стенки трубы катодным водородом, способствующим образованию стресс-коррозионных трещин. В табл. 5.4 приведены значения потенциалов катодной защиты, измеренные на участках аварийных разрушений газопроводов ООО «Севергазпром» [215]. Данные табл. 5.4 свидетельствуют о преимущественном стресс-коррозионном разрушении труб, изготовленных из более высокопрочных сталей. В настоящее время установлено усиление склонности сталей к водородному охрупчиванию под влиянием 0,01...0,001 % фосфора, серы и их химических соединений, которые в сталях адсорбируются по границам зерен. Механизм такого воздействия до настоящего времени не ясен. Известно, что углерод в сталях обладает высокой склонностью к меж- кристаллитной внутренней адсорбции и «конкурирует» на границах зерен с фосфором и серой, ослабляя их охрупчивающее действие.

Значения защитных потенциалов и расположение СКЗ на аварийных разрушениях газопроводов по причине стресс-коррозии [284]

Марка стали

Аварийное разрушение, км

Расстояние от ближайшей СКЗ до места аварии

Величина защитного потенциала, В по м. э. с.

17Г1С

1144

2,5

Нет данных

1120

1

-1,7

1125

8

-1,58

1154

2

-1,51

1133,7

2,7

-1,65

382,9

1,9

-1,39

1105

0

-1,7

912

2

-1,5

948

3

-1,3

1156

4

-1,35

1156,8

3,2

-1,44

1116

2

-1,48

14Г2САФ

1162,6

0,6

-1,8

1165

3

-1,5

1173

2

-1.55

966

4

-1,45

1162,5

0,5

-1,53

969

7

-1,35

1164

2

-1.5

17Г2СФ

465,5

2,5

-1,85

199,7

2,3

-1,54

348

0,5

-1,9

465,5

2,5

-1,9

Х70

586,35

2

-2,8

1382

2

Нет данных

1120

1

Нет данных

586,28

2

-2,81

1105

0,3

-2,1

1116

3

-1,72

1122

3

-1,57

Х60

142

3

-1,4

147

2

-2,35

147

2

-2,2

Известно, что межзеренная хрупкость сталей с фосфором и серой вызвана уменьшением межзеренной внутренней адсорбции этих примесей когезионной прочности границ. Водородное охрупчивание напряженно-деформированных сталей при электролитическом наводорожи- вании, по нашему мнению, также связана с понижением когезионной прочности под влиянием водорода. Если фундаментальный механизм действия таков, то охрупчивающсс воздействие водорода и примесей фосфора и серы должно суммироваться, по крайней мере при межзе- ренном разрушении, на что указывается в работе [206]. Другой возможный механизм водородного охрупчивания сталей трубного сортамента состоит в облегчении пластического течения, снижении критической деформации и потере пластической устойчивости зоны с высокой концентрацией водорода перед вершиной трещины. В этом случае примеси трубной стали могут повлиять на водородное охрупчивание, воздействуя на предел текучести и деформационное упрочнение твердого раствора Fe-H, вне всякой связи с их воздействием на когезию. По мнению авторов работ [286-287] исследование совместного действия фосфора, серы, углерода и водорода на разрушение твердых растворов а-железа представляется важным для понимания микромеханизма водородного охрупчивания. Наибольшую информацию о механизме водородного охрупчивания дает изучение кинетики докритического роста трещин, хотя все эксперименты такого рода до настоящего времени проводились на сталях, сложные структуры и фазовый состав которых не могут обеспечить корректное решение поставленной задачи определения влияния критерия jK3 /jnp на образование сгресс-коррозионных трещин в процессе эксплуатации магистральных газонефтепроводов.

Потенциал коррозии подземных стальных трубопроводов по мере увеличения влажности различных грунтов (до полного влагонасыще- ния) изменяется в пределах от минус 0,45 до минус 0,68 В по м. с. э. Смещение потенциала коррозии в отрицательную сторону связано с уменьшением аэрируемое™ грунтов: чем плотнее грунт и чем выше его влажность, тем отрицательнее потенциал коррозии. Примерно в этих же пределах изменялась величина потенциала коррозии стали 17ГС в 0,05%-м NaCl по мере увеличения внутренних напряжений. Смещение потенциала коррозии в отрицательную сторону по мере возрастания внутренних напряжений связано с возрастанием электрохимической активности стальных образцов. Следует отметить, что в условиях эксперимента, потенциал коррозии стальных образцов после предварительного катодного наводороживапия также смещается в отрицательную сторону и зависит как от величины безразмерного критерия ук % / j, так и

от времени катодной поляризации. В условиях эксперимента при Л 11Лр=50 после предварительной катодной поляризации в течение

  • 72 часов потенциал коррозии смещался в отрицательную сторону на
  • 40.. .70 мВ, а при укз /_/ =100 потенциал коррозии после предварительной катодной поляризации в течение этого же времени смещался практически на 100... 120 мВ. Смещение потенциала коррозии стальных образцов после катодного наводороживания в отрицательную сторону по сравнению с потенциалом коррозии этих же образцов до катодного наводороживания связано, по нашему мнению, с возрастанием механических напряжений в структуре образцов, вызванных насыщением кристаллической решетки катодным водородом.

Результаты комплексного обследования коррозионного состояния подземных технологических трубопроводов нефтеперекачивающих и компрессорных станций, а также линейной части газонефтепроводов, проложенных в различных грунтах, свидетельствуют о том, что потенциал коррозии, как правило, изменяется в пределах от минус 0,46 до минус 0,68 В по м. с. э. Полученная совокупность потенциалов коррозии стальных образцов в различных средах и потенциалов коррозии подземных стальных трубопроводов свидетельствует о том, что потенциал коррозии в исследованных средах, в том числе при различных внутренних напряжениях, практически повсеместно находится в интервале минус 0,42... 0,68 В по м. с. э. Это обстоятельство позволяет нам проанализировать режимы катодной защиты, при которых произошли аварии па действующих газопроводах по причине стресс-коррозионного разрушения, рассчитав величину катодной поляризации А(р как разницу между величиной защитного потенциала зш и минимально и максимально возможным значением потенциала коррозии #>корр: А<р- (рззт - . Затем,

зная величину катодной поляризации, определим степень превышения плотности тока катодной защиты над плотностью предельного тока по кислороду. Результаты расчета представлены в табл. 5.5.

Результаты анализа, приведенные в табл. 5.5, свидетельствуют о том, что все аварии на действующих газопроводах по причине стресс- коррозионного разрушения произошли при превышении плотности тока катодной защиты над плотностью предельного тока по кислороду в

  • 12.. .30 раз и более, когда величина катодной поляризации составляла
  • 750.. . 1800 мВ. Ранее было показано, что интенсивное выделение водорода на КЗП начинается, когда величина катодной поляризации превышает
  • 250.. .350 мВ. Это означает, что катодная защита аварийных участков магистральных газопроводов осуществлялась в области значений катодной поляризации, превышающих максимально допустимые в 2,5...6 раз, когда на КЗП идет интенсивное катодное разложение воды с выделением водорода. Катодное разложение воды на защищаемой поверхности не связано с подавлением коррозионного процесса, но приводит к интенсивному электролитическому наводороживанию стенки трублопровода, что, по нашему мнению, и является одной из причин стресс-коррозионного разрушения газопроводов. Результаты анализа режимов катодной защиты магистральных газопроводов ООО «Севергазпром» [215], приведенные в табл. 5.5, подтверждают результаты комплексного обследования коррозионного состояния магистрального газопровода Нижневартовск-Парабель-Кузбасс, где были выявлены стресс-коррозионные трещины. Стресс-коррозионные трещины были обнаружены на заболоченных участках трассы при давлении транспортируемого газа 4,5 МПа, при потенциале катодной защиты 2,75 В по м. с. э., когда плотность тока катодной защиты превышала плотность предельного тока по кислороду в 37 раз.

Таблица 5.5

Анализ режимов катодной защиты на аварийных разрушениях газопроводов

Км аварийного разрушения газопровода

Км

установки

СКЗ

Величина защитного потенциала, В по м. э. с.

Величина

катодной

поляризации,

В

Отношение плотности тока катодной защиты к плотности предельного тока по кислороду

1144

1142,5...1152,1

Нет данных

-

-

1120

1119...1131

1,7

1.28...1.02 1,15

19,17

1125

1119...1131

1,58

1.16...0.9 1,03

17,17

1154

1152...1162

1,51

1.31...0.83 1,07

17,83

133,7

1131...1142

1,65

1.23...0.97 1,1

18,33

382,9

381...387

1,39

0.97...0.71 0,84

14,0

1105

1105...1112

1,7

1.28...1.02 1,15

19,17

912

910...917

1,5

1.08...0.82 0,95

15,83

948

945...962

1,3

0.88...0.62 0,75

12,5

1156

1152...1162

1,35

0.93...0.82 0,875

14,58

1156,8

1152...1162

1,44

1.05...0.76 0.905

15,08

1116

1112...1118

1,48

1.06...0.8 0,93

15,5

Км аварийного разрушения газопровода

Км

установки

СКЗ

Величина защитного потенциала, В по м. э. с.

Величина

катодной

поляризации,

В

Отношение плотности тока катодной защиты к плотности предельного тока по кислороду

1162,6

1162...1169

1,8

1.38...1.12 1,25

20,83

1165

1162...1169

1,5

1.08...0.82 0,95

15,83

1173

1169...1175

1,55

1.13...0.87 1,0

16,67

966

962...978

1,45

1.03...0.77 0,9

15,0

1162,5

1162...1169

1,53

1.11...0.85 0,98

16,33

969

962...978

1,35

0.93...0.82 0,875

14,58

1164

1162...1169

1,5

1.08...0.82 0,95

15,83

465,5

463...470

1,85

1.43...1.17 1,3

21,67

199,7

191...202

1,54

1.12...0.86 0,98

16,33

348

342... 349

1,9

1,48... 1,22 1,35

22,5

465,5

463...470

1,9

1.48...1.22 1,35

22,5

586,35

584...596

1,8

1.38...1.12 1,25

20,83

1382

1371,5...1384

Нет данных

-

-

1120

1119...1131

Нет данных

-

-

586,28

584...596

2,81

2.39...2.13 2,26

37,67

1105

1105...1113

2,1

1.68... 1.42 1,55

25,83

1116

1112...1119

1,72

1.3...1.04 1,17

19,5

1122

1119...1131

1,57

1.15...0.82 0,985

16,47

142

129...145

1,4

0.98...0.72 0,85

14,17

147

145...156

2,35

1.93...1.67 1,8

30,0

147

145...156

2,2

1.78... 1.52 1,65

27,5

Исследования стойкости подземных трубопроводов высокого давления к коррозионному растрескиванию под напряжением начались сравнительно недавно, хотя первые разрушения трубопроводов, связанные с этим явлением, в мировой практике были зарегистрированы еще в 1972 году [299]. В России в течение длительного времени этот вид коррозии не фиксировался. Однако в последнее время были отмечены десятки случаев разрушения подземных трубопроводов, которые квалифицировались как следствие коррозионного растрескивания под напряжением или стресс-коррозии. Естественно предположить, что и раньше были разрушения такого же происхождения, но их идентифицировали по другим критериям. Характерный признак стресс-коррозионных разрушений - отсутствие явных следов коррозионных повреждений поверхности груб (рис. 5.7), что является прямым подтверждением явления перезащиты, когда jK 3 / у'пр > 10, и коррозионный процесс практически подавляется до остаточной скорости коррозии, нс превышающей 0,007 мм/год при одновременном интенсивном наводороживании стенки трубопровода, что в итоге приводит к стресс-коррозионым разрушениям.

Стресс-коррозионная трещина на магистральном газопроводе Д 1020 мм без видимых следов коррозии

Рис. 5.7. Стресс-коррозионная трещина на магистральном газопроводе Ду 1020 мм без видимых следов коррозии

Обнаруживаются очаги разрушений трубопроводов в виде трещин различной формы. Первоначально причины таких отказов на магистральных газонефтепроводах связывали с двумя возможными причинами: с качеством прокатки труб на трубных заводах и с качеством сварочно-монтажных работ при строительстве трубопроводов. При этом вне поля зрения оставались коррозионные факторы, единственное проявление которых - легкий налет коррозионных продуктов кольцевой или эллипсоидной формы, обычно окружающих место разрушения. Однако появление в зарубежной печати сведений о взрыве в США газопровода вследствие стресс-коррозии, который унес 17 жизней [294], заставило более внимательно отнестись к этой проблеме и в нашей стране. В России вопросом коррозионного растрескивания металла груб под напряжением как одной из разновидностей подземной коррозии начали заниматься с 1983 года. С этого времени начался учет отказов трубопроводов для транспорта нефти и газа по причине стресс- коррозионых разрушений.

Разрушение магистральных газонефтепроводов по причине КРН до настоящего времени мало предсказуемо, а урон для народного хозяйства и окружающей среды весьма чувствителен. В Краснотуринском ЛПУ МГ «Тюментрансгаз» на небольшом участке 6-ниточной системы газопроводов Ду 1420 мм произошло семь разрушений по причине КРН [299]. Разрушения происходили на всех нитках, на одной из них - дважды. Участок, на котором произошли аварии, представляет собой холмистую местность, часть которой примыкает к Замарайскому болоту. По рельефу места аварий совпадают или с низинами, или располагаются на склонах холмов, но всегда в заболоченных грунтах (застойных болотах), где наблюдается повышенное содержание сероводорода, в

1,43...2,1 раза больше, чем в проточных водоемах. Сведения об аварийных участках газопроводов, приведенные О.М. Иванцовым, согласуются с результатами исследований В. Гофмана и В. Роулса [119], показавшими, что если в почвенном электролите, контактирующим с оголенной поверхностью трубопровода кроме водорода содержится небольшое количество кислорода (« 1 %), то водородного охрупчивания не наблюдается из-за того, что атомы кислорода обладают большим химическим сродством к железу и быстро покрывают активные участки поверхности, препятствуя адсорбции водорода. По-видимому, это обстоятельство и обусловливает тот факт, что водородное охрупчивание стальных подземных трубопроводов, эксплуатирующихся в хорошо аэрируемых грунтах, представляет меньшую опасность, по сравнению с магистральными нефтегазопроводами, проложенными в заболоченных грунтах, кислород в которых практически отсутствует. Более того, в застойных болотных грунтах практически всегда содержится сероводород, до 16мг/л. Коррозия железа в водных растворах сероводорода протекает по суммарному уравнению Fc + H2S = FcS + 2Надс. Рекомбинация выделившегося на корродирующей поверхности атомарного водорода замедляется образованием сульфида железа, вследствие чего облегчается проникновение водорода в стенку трубы и усиливается охрупчивание трубной стали. На начальных стадиях исследования растрескивания сталей в растворах сероводорода исследователи отстаивали две точки зрения на природу разрушений трубных сталей. Одни считали, что разрушение вызывается коррозионным процессом, другие - охрупчиванием металла в результате наводороживания. В результате возник специальный термин «сероводородная хрупкость». При воздействии на сталь сероводорода образование трещин выявляется уже при вылеживании, например, в искусственной морской воде, барбатируемой H2S при pH = 5 («Бритиш Петролеум») или в кислой среде NaCl (pH = 3...4) [302]. При этих испытаниях сероводород - катализатор поступления в структуру стали диффузионного водорода. При катодной псрсзащитс трубопроводов, когда /кз / j >10, концентрация ионов водорода, выделяющегося

на защищаемой поверхности, определяется химическим составом почвенного электролита, его минерализацией и плотностью тока катодной защиты. Максимум концентрации ионов водорода на защищаемой поверхности наблюдается в среднеминерализованных грунтах, так как при се увеличении после некоторого оптимального значения условия для электролитического наводороживания ухудшаются. Когда jK 3 / j >10,

интенсивность миграции ионов водорода возрастает и, как указывается в работе [353], достигает максимального значения при jK = 100А/м2. Дальнейшее увеличение плотности катодного тока в зависимости от условий эксперимента, как правило, не приводит к усилению эффекта наводороживания в связи с ограниченной возможностью поверхности стального образца поглощать водород, а также в связи с образованием вблизи катодно-защищаемой поверхности трубопровода сплошной зоны пузырьков водорода, препятствующих контакту почвенного электролита с оголенной поверхностью водорода. Водородное охрупчивание подземных трубопроводов может возникать при обычных условиях их эксплуатации, оно может привести к растрескиванию и разрушению трубопроводов, причем разрушение происходит внезапно, без каких-либо предупреждающих признаков.

В зависимости от потенциального источника ионов водорода (сероводородсодержащего газа или нефти, подтоварной воды) насыщение стенки трубы ионами водорода возможно как со стороны транспортируемого продукта, так и с внешней, катодно-защищенной поверхности. Проведенный И.И. Мазуром и О.М. Иванцовым [299] детальный анализ отказов на трубопроводах, связанных с проявлением КРН, показывает, что при разрушении трубопроводов практически во всех выявленных случаях трещины хрупко развивались с внешней катодно-защищаемой стороны трубопровода с последующим вязким доломом. Эго обстоятельство позволяет заключить, что стимулятором стресс-коррозии может быть режим катодной перезащиты трубопровода, когда jK 3 в сквозных дефектах изоляции и под отслоившейся изоляцией, в зоне электролитического контакта стенки трубы с почвенным электролитом, в

10...50 и более раз превышает j. В связи с этим назрела острая необходимость выработки конкретных рекомендаций по выбору режимов катодной защиты трубопроводов, исключающих их коррозионное растрескивание под напряжением. До настоящего времени нет единой общепризнанной теории коррозионного растрескивания под напряжением, однозначно описывающей механизм стресс-коррозии катодно-защищаемых трубопроводов. Среди множества причин, провоцирующих КРН, не проведена градация, не определена их изначальная или производная значимость. Практически в стране нет современных средств прямой диагностики КРН. Следовательно, обнаружить раннюю стадию коррозионного растрескивания чрезвычайно трудно, а в отдельных случаях не представляется возможным. Исследованиями ГП «Тюменгрансгаз» и Уральского института физики металлов установлена прямая связь между повышенной загрязненностью металла разрушившихся труб оксидными и сернистыми включениями и образованием трещин от стресс-коррозии.

Результаты проведенных экспериментальных исследований и комплексных коррозионных обследований действующих газонефтепрово- дов впервые позволяют прогнозировать развитие коррозионных язв и стресс-коррозиопных трещин. Действительно, экспериментально установлено, что, когда /к 3 / /пр >10, на КЗП происходит интенсивное выделение водорода, который, внедряясь в структуру напряженно- деформированной трубной стали за счет нарастающего давления молекулярного водорода и снижения когезионной прочности стали за счет появления в ее структуре решеточного (протонного) водорода, инициирует процесс коррозионного растрескивания под напряжением. При режиме катодной защиты, когда плотность тока катодной защиты не достигает значений плотности предельного тока по кислороду jK з / jnp < 1

или когда средства ЭХЗ простаивают: jK % = 0, скорость коррозии сталей

трубного сортамента в грунтах с pH = 5,5...7,5 существенно превышает допустимую скорость коррозии подземных стальных трубопроводов и находится практически в прямой пропорциональной зависимости от условий доставки кислорода к корродирующей поверхности. В связи с этим при выборе потенциалов катодной защиты напряженно- деформированных подземных стальных трубопроводов следует, помимо измерения величины защитного потенциала, регламентируемого ГОСТ 51164-98, дополнительно определять плотность тока катодной защиты (,/К !)и сопоставлять ее с плотностью предельного тока по кислороду (у ) в реальных условиях прокладки трубопроводов. Это позволит количественно определять недопустимо высокую остаточную скорость коррозии подземного трубопровода при недозащите, когда плотность тока катодной защиты не достигает значений плотности предельного тока по кислороду, и недопустимо высокую степень электролитического наводороживания стенки трубопровода при перезащите, когда плотность тока катодной защиты в десятки раз превышает плотность предельного тока по кислороду [354, 355].

Контрольные вопросы к главе 5

  • 1. Почему в процессе длительной эксплуатации магистральных газонефтепроводов на катодно-защищаемой поверхности образуются коррозионные и стресс-коррозионные дефекты?
  • 2. Как, зная глубину проникновения коррозии в стенку трубы, длительность его эксплуатации и остаточную скорость коррозии при выбранных (нормированных) значениях потенциала катодной защиты, определить длительность простоя средств электрохимической защиты?
  • 3. Три этапа роста трещин КРН на катодно-защищаемой поверхности магистральных газонефтепроводов в процессе длительной эксплуатации.
  • 4. Почему характерным признаком стресс-коррозионных разрушений на внешней катодно-защищаемой поверхности магистральных газонефтепроводов в процессе длительной эксплуатации является отсутствие следов коррозии?
  • 5. Взаимодействие катодного водорода с перлитной составляющей структуры трубных сталей ферритно-перлитного класса. Механизм обезуглероживания трубных сталей в области стресс-коррозионных трещин.
 
Посмотреть оригинал
< Пред   СОДЕРЖАНИЕ   ОРИГИНАЛ     След >