Закономірності корозійно-механічної деградації трубопроводів в складних умовах експлуатації

При додаванні сульфатної кислоти відповідні струми зменшуються. У розчинах на основі хлориду натрію струми зменшуються у 2-4 рази порівняно з розчинами на основі хлориду та сульфату натрію.

Введення соляної кислоти тут також призводить до зменшення струмів корозії. Даний факт можна пояснити змінами у механізмі перебігу корозійних процесів.

Вивчено кінетику електродного потенціалу та вплив на неї механічного чинника та хімічного складу середовища. Побудовано діаграму стабілізаційних потенціалів, яка дозволяє додатково оцінити корозійну активність ґрунтових електролітів та може бути використана на етапі проектування як один із методів прогнозування корозійної деградації матеріалу трубопроводів.

Випробовування у розчинах, які містять одночасно йони SO₄^2- та невелику кількість йонів H⁺ (МС10) показали наявність синергічного ефекту, а саме одночасного збільшення струму корозії, тобто її швидкості та значної локалізації анодного процесу.

Така електрохімічна поведінка особливо небезпечна у реальних експлуатаційних умовах, коли відстань між катодною та анодною зонами може становити сотні метрів, що значно ускладнює перенос йонів ОН^- від катоду до аноду, сповільнюючи пасиваційні процеси.

Електродний потенціал є надзвичайно важливою характеристикою матеріалу, оскільки його величина впливає на характер та швидкість проходження катодних і анодних процесів, а також термодинамічну можливість чи неможливість їх протікання в даних умовах. Дослідження кінетики ЕП в умовах, близьких до експлуатаційних, мають велике практичне значення тому, що без них неможлива правильна хімічна інтерпретація корозійних процесів. Дослідження показали що загалом з електрохімічної точки зору найнебезпечнішими є хлоридно-сульфатні та підкислені хлоридно-сульфатні середовища.

У сьомому розділі вивчаються закономірності корозійної деградації нафтогазопроводів. Для вивчення кінетики низькотемпературної корозійної повзучості, користуючись побудованою за результатами механічних випробовувань зразків-моделей, вирізаних зі стінки труби, діаграмою згину вибрано три рівні номінальних напружень відповідно до величини границь текучості та міцності матеріалу трубопроводу:

- які відповідають штатним, підвищеним штатним та позаштатним режимам роботи трубопроводу відповідно та становлять 330, 420 та 510 МПа. За кутом нахилу завершальної ділянки кривої повзучості можемо вивчити швидкість затухання процесу.

Таблиця 3. - Кути нахилу завершальних ділянок кривих низькотемпературної корозійної повзучості у МС:

Вперше запропоновано його використання у якості додаткового параметру оцінки та прогнозування розвитку повзучості та корозійної повзучості, з його збільшенням ризик втрати трубопроводом несучої здатності в результаті негативної синергічної дії механічних напружень та корозійного середовища зростає, і навпаки, з його зменшенням - спадає.

Кінетика повзучості у хлоридних середовищах характеризується монотонністю. Практично відсутні різкі перепади, відрізняються лише швидкості та абсолютні величини приросту деформації. Найімовірніше це наслідок впливу ефекту Ребіндера, який зумовлює зменшення поверхневої енергії, полегшуючи утворення одиниці площі поверхні і, відповідно, пластичне течії металу.

Слід також відзначити істотне зменшення швидкості затухання процесу порівняно з повітрям. Особливо помітним воно є для величини номінальних напружень 330 МПа (1,05), де спостерігається зростаюча кінетика із поступовим затуханням, але без виходу на плато. Таку корозійно-механічну поведінку сталі трубопроводу можна пояснити синергічною дією корозійного та механічного чинників, оскільки рівень напружень, як показують результати випробовувань на повітрі, недостатній для такого тривалого інтенсивного приросту деформації. Причому частка корозійного чинника (зменшення несучої здатності внаслідок появи нових та розвитку наявних дефектів) є основною, про що свідчить кінетика деформації на повітрі з практично горизонтальною останньою ділянкою. Корозійні процеси полегшують розвиток наявних та викликають нагромадження додаткових пошкоджень, небезпечно зменшуючи несучу здатність та створюючи додаткові ризики при штатних режимах експлуатації. Своєчасне урахування таких прихованих ризиків дозволить попередити пошкодження трубопроводу та виникнення зв'язаних з цим позаштатних ситуацій.

Еволюція корозійної повзучості у сульфатних середовищах стадійно мало відрізняється від такої у хлоридних електролітах. Основна відмінність - істотно більший приріст деформації при рівних величинах номінальних напружень, та прискорене проходження першої стадії (інтенсивного приросту деформації), особливо в МС4. Можемо зробити висновок, що хлоридно-сульфатні електроліти значно не безпечніші з корозійної точки зору. Це зумовлено багатьма чинниками, найголовнішим з яких є виявлена раніше синергічна корозійна дія йонів Cl^- та SO₄^2- та пов'язана з нею істотна локалізація корозійних процесів. В підкислених хлоридних середовищах спостерігаємо кінетику повзучості подібну до МС1-МС3. Основними відмінностями в поведінці сталі трубопроводу є збільшення абсолютної величини приросту деформації та зміна характеру еволюційного розвитку процесу. Еволюція повзучості у підкислених хлоридно-сульфатних електролітах в загальному незначно відрізняється від не підкислених середовищ, однак на фоні монотонного зростання з'являються невеликі деформаційні скачки, які, очевидно, зумовлені, як і у випадку підкислених хлоридних середовищ, змінами у механізмі перебігу корозійних процесів. Абсолютні величини деформації повзучості однозначно свідчать, що підкислені хлоридно-сульфатні середовища - одні із найбільш небезпечних в корозійному плані. Особливо це помітно на прикладі МС11, у якому при всіх рівнях напружень спостерігаємо зростаючу кінетику деформації, а при 420 МПа вона стає просто загрозливою. На кривій практично не спостерігається затухання приросту деформації, що в реальних умовах посилених (близьких до критичних) експлуатаційних навантажень може спричинити до важких, або й непоправних наслідків. Як засвідчують отримані результати, найнебезпечнішими у корозійному плані є підкислені хлоридні та, особливо, хлоридно-сульфатні середовища. В останніх надзвичайно небезпечною є локалізація корозійних процесів та виявлена схильність матеріалу до пітінгової і виразкової корозії. Таку ж, але дещо менш інтенсивну тенденцію спостерігаємо в нейтральних хлоридно-сульфатних середовищах. Проведено вивчення закономірностей корозійної деградації сталі трубопроводу в модельних середовищах. Вивчався вплив механічного чинника та хімічного складу середовища на швидкість загальної та локальної корозії. Остання оцінювалася в перерахунку на найглибшу корозійну каверну чи виразку. Оцінку проводили як за масовою втратою (кг/рік), так і за відносним утоненням стінки (мм/рік).

Вперше виявлено істотне збільшення корозійної активності грунтового електроліту внаслідок синергічної дії корозійно активних компонентів наявних у визначених співвідношеннях молярних концентрацій йонів (МС6, 12). Вперше зафіксовано також значне збільшення локалізації корозійних процесів при сбільшенні концентрацій хлорид та сульфат-йонів (МС3, 6). Особливої уваги заслуговує також істотне пришвидшення утонення стінки трубопроводу у МС11 (для випадку локальної корозії), яке більш ніж у 2 рази більше ніж у випадку МС12, хоча швидкість загальної корозії у останньому вища. Така корозійна поведінка створює додаткові ризики розгерметизації трубопроводу і повинна ураховуватися під час проектування та експлуатації.

ВИСНОВКИ

У «висновках» підведені підсумки.

В результаті виконання дисертаційної роботи вирішено важливу науково-прикладну проблему визначення закономірностей корозійно-механічної деградації трубопроводів у складних умовах експлуатації, зокрема удосконалено та розширено методологію дослідження взаємозв'язку деформації та руйнування трубопроводів, методологію оцінки та контролю експлуатаційних ризиків, розвинуто принципи оцінки НДС трубопроводу під час укладання на дно моря через урахування ефекту Баушінгера та введення відповідних критеріїв його оцінки, проведено математичну інтерпретацію та розроблено методологію оцінки живучості трубопроводів на повітрі та у корозійно-активних середовищах, дістали подальший розвиток уявлення про еволюцію несучої здатності трубопроводу через виявлення загальних закономірностей впливу механічного чинника та чинника середовища на низькотемпературну корозійну повзучість сталі.

1. Розроблено методологію дослідження деформації та руйнування трубопровідних систем та введено нові нестандартні експлуатаційно-орієнтовані критерії оцінки наявного стану матеріалу трубопроводу. Запропоновано нові та адаптовано для об'єктів тривалої експлуатації нафтогазового комплексу (нафтогазопроводів, ГС тощо) існуючі алгоритми та загальні схеми оцінки і розрахунку експлуатаційних ризиків, імовірності відмов та позаштатних ситуацій, оцінки масштабів безпосередніх та довготривалих наслідків аварійних ситуацій тощо. Розроблено об'єднану принципову схему оцінки потенційних небезпек, розрахунку та контролю експлуатаційних ризиків, яка відповідає діючим нормативним документам та містить істотні удосконалення, котрі дають змогу покращити заходи з контролю експлуатаційних ризиків;

2. Вперше доведено необхідність урахування ефекту Баушінгера при оцінці несучої здатності матеріалу морських трубопроводів під час укладання та в процесі експлуатації. Проведено математичну інтерпретацію та введено силовий і деформаційний критерії оцінки ефекту Баушінгера;

3. Змодельовано основні типи ґрунтових електролітів і докладно вивчено електрохімічну поведінку сталі трубопроводу у них. Показано, що в усіх модельних середовищах корозія проходить з яскраво вираженим анодним контролем. Експериментально встановлено, що з електрохімічної точки зору найнебезпечнішими є хлоридно-сульфатні (МС6) та підкислені хлоридно-сульфатні (МС11) середовища. Виявлено, що навіть незначні домішки сульфатів значно активізують анодний процес і швидкість корозії в цілому, а також значно сприяють виникненню на трубопроводах місцевої корозії, а випробовування у розчинах, які містять одночасно йони SO₄^2- та невелику кількість йонів H⁺ (МС10) показали наявність синергічного ефекту, а саме одночасного збільшення струму корозії, тобто її швидкості та значну локалізацію анодного процесу;

4. Досліджено низькотемпературну корозійну повзучість сталі трубопроводу на повітрі та у 12 модельних середовищах і показано, що найбільші ризики втрати трубопроводом несучої здатності є у хлоридно-сульфатних і підкислених хлоридно-сульфатних електролітах. Вперше запропоновано використовувати як один із параметрів оцінки пливу повзучості на несучу здатність трубопроводу кут нахилу завершальної ділянки кривої низькотемпературної корозійної повзучості, а також вперше зафіксовано стрибкоподібну зміну деформації повзучості у підкислених хлоридних електролітах (МС8), що свідчить про розвиток локальних тріщино-подібних корозійних дефектів;

5. Вивчено вплив хімічного складу, рН середовища та рівня механічних напружень на характер перебігу корозійних процесів та показано, що збільшення рівня номінальних напружень у всіх модельних середовищах призводить до активізації корозійної деградації сталі трубопроводу. Вперше виявлено істотне збільшення корозійної активності ґрунтового електроліту внаслідок синергічної дії корозійно активних компонентів наявних у визначених співвідношеннях молярних концентрацій йонів (МС6, 12) та значне зростання локалізації корозійних процесів (МС11). З метою кращого порівняння корозійної активності ґрунтових електролітів запропоновано використовувати діаграми корозійної деградації сталі трубопроводу (у перерахунку на масову втрату та утонення стінки);

6. Вперше проведено математичну інтерпретацію та розроблено підходи до прогнозування живучості основного металу та зварних з'єднань трубопроводів на повітрі і в корозійних середовищах. Показано, що вона може служити важливим критерієм для оцінки експлуатаційних ризиків, залишкового ресурсу роботи елементів трубопроводу із пошкодженням та визначення черговості виконання ремонтних робіт і заходів з відновлення їх нормального функціонування. Для спрощення інженерних розрахунків введено коефіцієнти живучості;

7. Доведено необхідність істотного удосконалення та оновлення наявної нормативної бази з оцінки та прогнозування безпеки і надійності трубопроводів. Проведено гармонізацію європейського стандарту ISO 13703:2000 «Нафтова і газова промисловість. Проектування і встановлення трубопровідних систем на морських експлуатаційних платформах» з урахуванням національної специфіки. Розвинуто наукові основи оновленої Концепції безпеки трубопровідних систем шляхом введення коефіцієнтів живучості та низки інших критеріїв оцінки ресурсу експлуатації;

8. Розроблено і впроваджено на підприємствах ДАТ «Чорноморнафтогаз» Настанови щодо забезпечення протикорозійного захисту та надійної експлуатації трубопровідних систем на морських експлуатаційних платформах, які відповідають нормативним вимогам європейського стандарту ISO 13703:2000.

ПЕРЕЛІК ОПУБЛІКОВАНИХ ПРАЦЬ

1. Побережний Л.Я. Урахування ефекту Баушінгера при проектуванні морських трубопроводів / Л.Я. Побережний // Розвідка та розробка нафтових і газових родовищ. - 2003. - №4 (9). - С. 48-54.

2. Крижанівський Є.І. Методологія дослідження деформації та руйнування трубопровідних систем / Є.І. Крижанівський, Л.Я. Побережний // Механіка руйнування матеріалів і міцність конструкцій / Під. ред. В.В. Панасюка. - Львів. - 2004. - С. 419-424.

3. Крижанівський Є.І. Стимуляція корозійної повзучості матеріалу трубопроводу циклічним навантаженням / Є.І. Крижанівський, Л.Я. Побережний / Фізико-хімічна механіка матеріалів, спец. вип. №4. - 2004. - Т. 1. - С. 381-386.

4. Крижанівський Є.І., Побережний Л.Я. Деформаційні ефекти при укладанні трубопроводу на дно моря S-методом // Нафтова і газова промисловість. - 2004. - №2. - С. 35-39.

5. Крижанівський Є.І. Особливості стрес-корозії сталі магістральних трубопроводів в кислих електролітах / Є.І. Крижанівський, Л.Я. Побережний // Розвідка та розробка нафтових і газових родовищ. - 2004. - №4 (13). - С. 69-72.

6. Побережний Л.Я. Електрохімічні аспекти корозії магістральних газопроводів / Л.Я. Побережний, Ю.П. Гужов // Нафтова і газова промисловість. - 2005. - №1. - С. 48-50.

7. Побережний Л.Я. Корозія підземних магістральних трубопроводів / Л.Я. Побережний // Розвідка та розробка нафтових і газових родовищ. - 2005. - №2 (15). - С. 27-31.

8. Крижанівський Є.І. Захист довкілля від аварій і катастроф трубопровідних систем в складних умовах експлуатації / Є.І. Крижанівський, Л.Я. Побережний, Л.Є. Шкіца // Розвідка та розробка нафтових і газових родовищ. - 2007. - №1 (22). - С. 77-82.

9. Крижанівський Є.І. Корозія морських гідротехнічних споруд / Є.І. Крижанівський, Л.Я. Побережний // Фізико-хімічна механіка матеріалів, спец. вип. №5. - 2006. - Т. 1. - С. 155-159.

10. Побережний Л.Я. Живучість трубопровідних систем у корозійно-активних середовищах / Л.Я. Побережний // Розвідка та розробка нафтових і газових родовищ. - 2007. - №2 (23). - С. 86-90.

11. Побережний Л.Я. Живучість морських трубопроводів / Л.Я. Побережний // Науковий вісник. - 2007. - №1 (15). - С. 102-106.

12. Побережний Л.Я. Використання діаграм живучості при оцінці експлуатаційних ризиків на газонафтопроводах / Л.Я. Побережний // Розвідка та розробка нафтових і газових родовищ. - 2007. - №3 (24). - С. 89-93.

13. Крижанівський Є.І. Безпека та захист від аварій та катастроф трубопровідних систем в складних умовах експлуатації / Є.І. Крижанівський, Л.Я. Побережний, Л.Є. Шкіца // Екологія довкілля та безпека життєдіяльності. - 2007. - №3. - С. 21-27.

14. Побережний Л.Я. Вплив аварій нафтогазопроводів на довкілля / Л.Я. Побережний // Экология и промышленность. - 2007. - №3 (12). - С. 20-24.

15. Побережний Л.Я. Прогнозування живучості морських трубопровідних систем як елемент оцінки експлуатаційних ризиків / Л.Я. Побережний // Нафтова і газова промисловість. - 2007. - №4 - С. 39-41.

16. Побережний Л.Я. Електрохімічна поведінка матеріалу нафтогазопроводів у хлоридних та хлоридно-сульфатних середовищах / Л.Я. Побережний // Вісник СНУ. - 2007. - №9 (115). - С. 276-284.

17. Побережний Л.Я. Низькотемпературна корозійна повзучість сталі трубопроводів / Л.Я. Побережний // Машинознавство. - 2007. - №9. - С. 24-28.

18. Побережний Л.Я. Вплив рН середовища на перебіг стрес-корозійних процесів / Л.Я. Побережний // Машинознавство. - 2007. - №10. - С. 42-47.

19. Побережний Л.Я. Особливості корозії нафтогазопроводів у засолених ґрунтах / Л.Я. Побережний // Нафтова і газова пром-ть. - 2007. - №3. - С. 47-49.

20. Побережний Л.Я. Корозійна деградація магістральних трубопроводів / Л.Я. Побережний // Нафтова і газова пром-ть. - 2007. - №2. - С. 47-49.

21. Побережний Л.Я. Корозія магістральних газопроводів / Л.Я. Побережний // Фізико-хімічна механіка матеріалів, спец. вип. №5. - 2008. - Т. 1. - С. 155-159.

22. Крижанівський Є.І. Корозійно-механічна поведінка сталі магістральних трубопроводів у кислих ґрунтах / Є.І. Крижанівський, Л.Я. Побережний, В.О. Шишкін // Нафта і газ України. Матеріали VІІІ міжнародної науково-практичної конференції «Нафта і газ України-2004». - Т. 2. - С. 206-208.

23. Крижанівський Є.І. Низькочастотна втома та корозійна втома підземних магістральних трубопроводів / Є.І. Крижанівський, Л.Я. Побережний // Праці 13-го міжнародного колоквіуму «МВМ - 2006», 25-28 вересня 2006 р. - Тернопіль (Україна) / Відповідальний редактор В.Т. Трощено - Тернопіль: Тернопільський державний технічний університет ім. І. Пулюя, 2006. - Т. 1. - С. 351-354. трубопровід корозійний механічний

24. Побережний Л.Я. Прогнозування живучості морських трубопроводів за кінетичними кривими деформації / Л.Я. Побережний / Научный журнал Технического университета Варна (спец. вып.). - Материалы III Международной конференции «Стратегия качества в промышленности и образовании» (1-8 июня 2007 г.). - В 2-х томах. - Т.1. - С. 431-434.

25. Побережний Л.Я. Прогнозування деформаційної поведінки та залишкового ресурсу підземних трубопроводів за даними корозійно-механічних випробовувань / Л.Я. Побережний // Сьомий міжнародний симпозіум інженерів-механіків у Львові: Тези доповідей. - Львів. - КІНПАТРІ ЛТД. - 2005. - С. 104.

26. Побережный Л.Я. Стресс-коррозионная деградация магистральных трубопроводов / Л.Я. Побережный // Надежности и безопасность магистрального трубопроводного транспорта: Материалы VI международной конференции. - Новополоцк: УО «ПГУ», 2007. - С. 72-73.

Размещено на Allbest.ru