CC BY
9
ISSN 1994-7836 ISSN 2519-2477
УДК 621.643 Article info Received 15.02.
(print) (online)
2017
ДЕФОРМАЦ1ИНА ПОВЕД1НКА ТРУБНИХ СТАЛЕЙ У ВИСОКОМ1НЕРАЛ1ЗОВАНИХ ГРУНТАХ
А. 1. Станецький
1вано-Франтвський НТУ нафти i газу, м. 1вано-Франтвськ, Украта
Для убезпечення експлуатацп нафтогазопроводiв та прогнозування !х ресурсу (залишкового ресурсу) роботи, коректного оцшювання експлуатацшних ризиюв надзвичайно важливим е вивчення особливостей корозшно! деградацп матерiалу лшшно! частини шдземних трубопроводiв у грунтах рiзних типiв. Об'ектом наших дослвджень вибрано мапстральш газопроводи великого дiаметра, ви-готовленi зi сталi 17ГС, яю були в експлуатацп понад 40 ромв. Отриманi результати свiдчать про значш ризики виникнення позаштатних ситуацш у кислих високомiнералiзованих грунтах, зокрема iз одночасним вмiстом хлоридiв та сульфалв. Ця проблематика потребуе подальшого вивчення шляхом фiзичного моделювання процесiв взаемодп трубопроводiв iз грунтовим електроМтом. Значну увагу потрiбно придшити оптишзацп протикорозiйного захисту, зокрема величини захисного потен-цiалу катодних станцш.
Ключовi слова: магiстральнi трубопроводи, безпечна експлуатащя, позаштатнi ситуацп, дефор-мацшна поведiнка.
Вступ. Газотранспортний комплекс Украши - це понад 35000 км мапстральних трубопроводiв та бiля 200000 км розподшьчих мереж. Наша газотранспор-тна система - органiчне продовження росшсько''. 1х об'еднуе спiльна мета - транспортування сибiрського газу до Свропи. Вона е диверсифiкацiйним джерелом, яке забезпечуе понад 30 % потреби держави в газi та об'ектом особливо'' вщповщальность Це зобов'язуе нас експлуатувати газотранспортну систему на опти-мальних режимах з високою експлуатацiйною на-дiйнiстю, що зумовлюе нагальну потребу виконувати великий обсяг науково-дослщних робiт безпосередньо на функщональних об'ектах.
Враховуючи, що основнi фонди трубопровiдного транспорту, як i будь-як технiчнi об'екти, старiють, деградацiя мапстральних трубопроводiв проходить iз наростаючою швидюстю. Основнi газо- та нафтопро-води було побудовано в 1960-1990 рр. Близько поло-вини з них перебувають в експлуатацп понад 20 ромв, а близько чверп - понад 30. Збшьшення терм^ без-печно'1 служби таких трубопровiдних систем - надзвичайно важлива науково-техшчна проблема.
Для убезпечення експлуатацп нафтогазопроводiв та прогнозування ''х ресурсу (залишкового ресурсу) роботи, коректного ощнювання експлуатацшних ри-зикiв надзвичайно важливим е вивчення особливостей корозшно'1 деградацп матерiалу лшшно'1 частини шд-земних трубопроводiв у грунтах рiзних типiв. Рашше проведенi дослiдження показали, що найнебезпечш-шими е кислi грунти iз високим ступенем мiнералiза-цп (Яоташу, & Nikiforchin, 1986; РоЪеге7Ьиу] й а1., 2010).
Мета роботи - дослвдження тривало'' дп високомь нералiзованих кислих середовищ та термiну роботи на деформащйну поведiнку матерiалу магiстральних тру-бопроводiв.
Матерiали i методи дослщження. Об'ектом досль джень вибрано мапстральш газопроводи великого дь аметра, виготовлеш зi сталi 17ГС, якi були в експлуатацп понад 40 роюв. Цю трубну сталь на и аналоги широко використовували для спорудження трубопро-водiв у 60-х роках ХХ ст. Для дослщження короз^их
процесiв пiд напруженням використовували розробле-ну ранiше комп'ютеризовану установку КН-1 (Pobe-rezhnyj, Staneckyj, & Marushhak, 2013). Випробовуван-ня зразюв з матерiалу труб газопроводiв на повг^ та в рiдких робочих середовищах (табл. 1) проводили в режимi статичного та повторно-статичного наванта-ження чистим згином з автоматичною реестрашею прогину зразка. Для вивчення кшетики деформацп, базуючись на результатах попередшх дослiджень (Po-berezhnyj et al., 2010) та з метою ix кращого порiв-няльного аналiзу, вибрано аналогiчнi рiвнi номшаль-них напружень, що становлять 330, 420 та 510 МПа.
№ МС Концентрацiя, моль/л Тип грунтового електролггу
NaCl Na2SO4 HCl H2SO4
1 0,005 0,005 - 0,000005 пвдкислений хлоридно-суль-фатний
2 0,025 0,025 - 0,00005
3 0,05 0,05 - 0,0005
Результати та ïx обговорення. У дослiджуваних експлуатацшних середовищах (рис. 1-3) спостерь гаемо кiнетику повзучостi одночасно подiбну i до нейтральних середовищ вiдповiдного минерального складу, i до кислих електролтв i3 вщповщним ривнем pH.
0,00030 -
0.00025 -
0,00020 -
0,00015 -
0,00010 -
0,00005 -
0,00000 -
~Г
50000 100000 150000 200000 250000 t, ХВ
Рис. 1. Юнетика деформацп матерiалу трубопроводу у МС1: ■ - сталь у сташ поставки; □ - 41 piK експлуатацп
Citation APA: Stanetsky, A. (2017). Pipeline Steels Strain Behaviour in High Mineralized Soils. Scientific Bulletin of UNFU, 27(1), 175177. Retrieved from http://nv.nltu.edu.ua/index.php/journal/article/view/193
Науковий вкник НЛТУ У МС1, значения рН в якому дор1внюе 5, спостер!-гаемо прир!ст деформац!! в!д 5 до 15 % (див. рис. 1), залежно в!д р!вня ном!нальних напружень, ф!ксуемо також зб!льшення кута нахилу завершально! д!лянки криво!, що вказуе на небезпеку подальшо! втрати ма-тер!алом здатност! чинити оп!р тривалим навантажен-ням.
0,00035
О 50000 100000 150000 200000 250000 I, ХВ
Рис. 2. Юнетика деформацй матерiалу трубопроводу у МС2: ■ - сталь у сташ поставки; □ - 41 рк експлуатацй
О 50000 100000 150000 200000 250000 I, ХВ
Рис. 3. Юнетика деформацй матерiалу трубопроводу у МС3: ■ - сталь у сташ поставки; □ - 41 рк експлуатацй
В!дчутних пришвидшень процесу деформування не спостер!гаемо, небезпека виникнення локальних корозшних уражень, як! можуть стати наскр!зними, невелика, що пов'язано !з переважанням механ!зму киснево! деполяризац!! 1 незначним наводнюванням. Поргвняно !з хлоридними електрол!тами з аналог!ч-ним рН спостер!гаемо зб!льшення абсолютного приросту деформацй', що вказуе на вищ! експлуатац!йн! ризики в таких середовищах.
За подальшим зменшенням рН до 4 (МС2) ф!к-суемо !стотн! деформац!йн! стрибки (див. рис. 2). Особливо пом!тн! вони в област! високих напружень, що пояснюють впливом механ!чного чинника на фон! водневого окрихчення. Виразно спостер!гаемо цикли прискорения-сповiльнения деформац!!, як! в!дпов!да-ють циклам росту тр!щини. Нашнтенсивн!ш! вони на першому етап! експозиц!!, дал! швидк!сть приросту
Укра'ши, 2017, т. 27, № 1 деформацй' спадае. Це пов'язано з притупленням вершин корозшних тр!щин внасл!док зб!льшення швид-кост! розчинення матер!алу трубопроводу та в!дпов!д-ним зменшенням р!вня концентрац!! напружень у !х вершинах.
Прир!ст деформац!! становить 9-20 %, однак внас-л!док локал!зац!! корозшних процес1в п!двищуеться небезпека розгерметизац!! 1, як насл!док - частково! втрати працездатност!, насамперед розпод1льчими трубопроводами. Пор1вняно з п!дкисленими хлоридними середовищами, ф!ксуемо б!льший абсолютний та в!дносний прир!ст деформац!!, а також прир!ст ви-соти деформац!йних стрибк1в, що, скор!ше за все, зу-мовлено зростанням локал!зац!! корозшних процес!в.
Одночасно за 330 МПа при переход! в!д МС1 до МС2 юнетика залишаеться монотонною, однак збшьшення кута нахилу завершально! дщянки св!дчить про !нтенсиф!кащю корозiйно-механiчно!' деградац!! по-верхн! тривалоексплуатовано! стал! трубопроводу, проте така тенденц!я не е загрозливою за умови про-ведення належних мон!торингових заход!в на д!лян-ках пролягання трубопроводу через грунти з шдвище-ною короз!йною активн!стю (РоЬеге7Ьпу|, & Б1апееку|, 2011).
Деформац!йна повед!нка тривалоексплуатовано! стал! у МС3 за рН 3 е б!льш прогнозованою (див. рис. 3). Цикли прискорення-спов!льнення деформац!! присутн!, але швидк!сть !х розвитку нижча, н!ж у МС2. Це зумовлено значною х!м!чною активн!сть се-редовища, яка призводить до швидкого притуплення вершини тр!щини.
Проте тут ф!ксуемо найб!льший абсолютний при-р!ст деформацй. Пор!вняно з п!дкисленими хлоридни-ми середовищами, як ! в МС2, спостер!гаемо зб!ль-шення абсолютного та в!дносного прирост!в деформа-ц!! та зб!льшення кута нахилу завершально! д!лянки, що зайвий раз п!дтверджуе найб!льшу короз!йну ак-тивн!сть цього середовища, яка, шдсилена д!ею меха-н!чного чинника, може призвести до позаштатних та нав!ть авар!йних ситуац!й у районах з шдвищеною не-безпекою зсув1в. Причому ризик !х виникнення е не т!льки у г!рських областях, про що св!дчать дан! роз-сл!дування авар!! на трубопровод! "Уренгой-Помари-Ужгород" у 2008 р. та авар!я на трубопровод! "Прог-рес" у 2016 р.
Також, беручи до уваги значну агресивн!сть середовища, неважко спрогнозувати значн! ризики розгерметизац!! внасл!док швидкого розчинення металу в зонах пошкодження !золяц!йного покриття. Якщо при цьому враховувати можлив!сть виникнення макро-гальван!чних елемент1в вздовж траси трубопроводу та вплив зм!нного та наведеного струм!в, то ситуац!я стае загрозливою (табл. 2).
Табл. 2. Кути нахилу завершальних дшянок
Неексплуатована труба 41 рш експлуатацп
МС 330 420 510 330 420 510
МПа МПа МПа МПа МПа МПа
1 1,893 2,305 3,901 2,9 3,3 5,975
2 5,488 6,496 7,92 5,645 7,794 9,331
3 5,056 7,146 9,597 5,719 8,096 10,299
Висновки. Отримаш результати сввдчать про Poberezhnyj, L. Ya., Staneckyj, A. I, Pyrig, T. Yu., & Melnyk, O.
значш ризики виникнення позаштатних ситуацш у D. (2010). Metodyka vyznachemija oblastej pidvyshhenoi foro-
кислих високомшерашзованих грунтах, зокрема i3 од- zijnoi aktyvnosti vzdovzh tras Proljagannja m^statayli gazo-
ночасним вмiстом хлоридiв та сульфата. Ця пробле- fT^ £rozroblennja gazovyh ta naftovyh ro-
r F 3 ^ л.- dovyshh, 4(37), pp. 118-123. [In Ukrainian].
матика потребуе яодал^го вивчення шл™ фiзич- Poberezhnyj, L. Y^ Staneckyj, A. I., & Marushhak, P. O. (2013).
н°г° моделювання процесiв взаeмодil трубопроводiв 3 Zmina nesuchoi zdatnosti matenalu magistralnyh gazoprovodiv
грунтовим електPолiтом. Значну увагу потрiбно при- vnaslidok ekspluatacijnoi degradacii. Naftogazova energetyka -
дiлити оптишзацп протикорозiЙного захисту, зокрема 2013: Proceedings of the conference, Ivano-Frankivsk, October
величини захисного потенцiaлу катодних станцiй. 7-11, 2013. (pp. 451 253). Ivano-Frankivsk: Ivano-Frankivskyj
nacionalnyj tehnichnyj universytet nafty i gazu. [In Ukrainian].
ПереЛЖ використаних джерел Romaniv, O. N., & Nikiforchin, G. N. (1986). Mehanika korrozion-
Poberezhnyj, L. Ya., & Staneckyj, A. I. (2011). Korozijno-meha- n°g° razrushenija konstrukcionnyh splavov. Moscow: Metallur-
nichna degradacija magistralnyh gazoprovodiv. Naftova i gazova gija, p. 296. [in Russian].
promyslovist, 1, pp. 36-38. [In Ukrainian].
А И. Станецкий
ДЕФОРМАЦИОННОЕ ПОВЕДЕНИЕ ТРУБНЫХ СТАЛЕЙ В ВЫСОКОМИНЕРАЛИЗОВАННЫХ ПОЧВАХ
Для обеспечения безопасной эксплуатации нефтегазопроводов и прогнозирования их ресурса (остаточного ресурса) работы, корректной оценки эксплуатационных рисков чрезвычайно важно изучение особенностей коррозионной деградации материала линейной части подземных трубопроводов в грунтах различных типов. Объектом наших исследований выбраны магистральные газопроводы большого диаметра, изготовленные из стали 17ГС, которые были в эксплуатации более 40 лет.
Полученные результаты свидетельствуют о значительных рисках возникновения внештатных ситуаций в кислых высокоминерализованных почвах, в том числе с одновременным содержанием хлоридов и сульфатов. Данная проблематика требует дальнейшего изучения путем физического моделирования процессов взаимодействия трубопроводов с грунтовым электролитом. Особое внимание необходимо уделить оптимизации антикоррозионной защиты, в частности величины защитного потенциала катодных станций.
Ключевые слова: магистральные трубопроводы, безопасная эксплуатация, внештатные ситуации, деформационное поведение.
A. I. Stanetskyy
PIPELINE STEELS STRAIN BEHAVIOUR IN HIGH MINERALIZED SOILS
The study of the features of corrosion degradation of the linear material underground pipelines in soils of different types is important to ensure the safe operation of gas pipelines and forecasting of resource (residual life) work correctly assesses operational risks. Our research aims at studying of long-acting and highly acidic medium term work on the deformation behaviour of the material pipelines.We have chosen main gas pipelines of large diameter made of steel 17HS that have been in operation for over 40 years as the object of the study. Test samples of pipelines material for air and liquid environments performed in static mode and re-load static pure bending with automatic registration trough design. To study the kinetics of deformation based on the results of previous studies and to improve their comparative analysis, we selected a similar level of nominal voltages that are 330, 420 and 510 MPa. In addition, in ME1, The pH of which is equal to 5, witnessing growth of strain from 5 to 15 percent, depending on the nominal stress fix and increase the angle of inclination of the final section of the curve, which indicates the danger of further loss of material's ability to resist prolonged stress. In the decreasing pH to 4 (ME2) fix significant deformation jumps occurred. Long term exploited steel deformation behavior in ME3 at pH 3 is more predictable. Cycles acceleration-deceleration strain are present, but their rate is lower than ME2. Furthermore, giving the significant aggressive environment, it is easy to predict significant risks due to rapid decompression of the metal in areas of damaged coating. Thus, the results of the research indicate significant risks of emergency situations in highly acidic soils, especially with simultaneous maintenance of chlorides and sulphates. This problem requires further investigation by physical simulation of processes of interaction of pipelines with soil electrolyte. Special attention should be paid to optimization of corrosion protection, including the value of the protective potential of cathodic stations.
Keywords: pipelines; safe operation; emergency situations; deformation behaviour.
1нформащя про автора:
А. I. Станецький, канд. техн. наук, заст. начальника ВК, 1вано-Франшвський НТУ нафти i газу, м. 1вано-Франшвськ, УкраТна. E-mail: ais110876@ukr.net
