Причины стресс-коррозионной повреждаемости МГ России.

Последнее десятилетие в России отмечается нарастающий поток аварий по причине КРН. По имеющимся данным за последние 8 лет число разрушений газопроводов по этой причине составило 86% от всех аварий, произошедших в результате наружной коррозии.

География повреждений МГ предприятий ОАО «Газпром», связанных со стресс-коррозией, характеризуется крайней неравномерностью расположения аварийных участков, несмотря на широкое распространение КРН по территории России. На рис.3 показана гистограмма распределения аварий в зависимости от диаметров МГ за период с 1986 по 1999 гг.

Представленная гистограмма отражает одну весьма примечательную особенность стресс-коррозионной повреждаемости, присущей российским газопроводам: аварии, связанные со стресс-коррозией происходят преимущественно на МГ  большого  диаметра > Æ1020 мм). Причем, количество аварий на МГ максимального диаметра продолжает нарастать. Мировая статистика обладает фактами, свидетельствующими о том, что стресс-коррозионные аварии происходили на трубопроводах разных диаметров, от 200 до 1220 мм, хотя подавляющее большинство аварий в США и Канаде также приходится на газопроводы больших диаметров: 914¸1067 мм. 

Рис.3.  Распределение аварий газопроводов по причине стресс-коррозии

в зависимости от диаметра за период 1986-1999гг.

Согласно данным Ростехнадзора, интенсивность стресс-коррозионных аварий в России имеет четкую корреляцию с диаметрами газопроводов (табл.3).

Таблица 3.

Распределение количества стресс-коррозионных аварий по диаметрам магистральных газопроводов.

Следует указать, что удовлетворительного объяснения выявленной “избирательности” стресс-коррозии пока не получено, однако, учитывая то, что существующая структура МГ России более чем на половину состоит из газопроводов большого диаметра, можно заключить, что проблема стресс-коррозии наиболее актуальна именно для нашей страны, имеющей самую протяженную в мире сеть МГ большого диаметра. По-видимому, определенную роль в развитии данного вида повреждаемости играет масштабный фактор.

Детальный анализ статистики отказов показал, что даже среди газопроводов близкой возрастной группы, проложенных в одном технологическом коридоре, наблюдается очень неравномерное распределение аварий, что, в частности, демонстрирует гистограмма на рис.4.

         Рис.4. Распределение разрывов газопроводов по причине КРН  на пере-

                    испытанных  участках  от КС Краснотурьинская до реки Каква:

         1 - Уренгой – Петровск; 2 - Уренгой – Новопсков; 3 - Уренгой- Ужгород;

                        4 – Уренгой – Центр I; 5 – Уренгой – Центр II; 6 – Ямбург – Елец I. 

КРН имело место на трубах производства различных поставщиков (Челябинского, Харцызского, Волжского и др. трубопрокатных заводов). Однако нельзя сказать, что это проблема только отечественных заводов: КРН были подвержены трубы, поставляемые по импорту фирмами Германии, Японии, Франции, а также отечественные трубы, изготавливаемые из импортных сталей.

Было установлено, что при эксплуатации и переиспытаниях 6-ти ниточной системы газопроводов в районе Краснотурьинского ЛПУ разрывы происходили на трубах Æ1420´15,7 мм Харцызского трубного завода (ХТЗ) и импортной поставки, а также на трубах Æ1420´16,5 мм производства ХТЗ. Трубы остальных типоразмеров не разрушались ни разу.

Приведенная статистика указывает на сложность поиска корреляций и прогнозирования коррозионной опасности даже близких по нагрузке, типу изоляции и расположению участков газопроводов. Тем не менее, накопленный на сегодня огромный эмпирический материал, позволяет просматривать некоторые закономерности, присущие развитию процесса КРН.

 Таблица 4.

Расположение очагов стресс-коррозионных разрывов в газопроводах.

В табл. 4 на основе анализа данных эксплуатации и переиспытаний газопроводов ПО «Тюментрансгаз» и «Севергазпром» составлена классификация расположения очагов аварий в трубопроводах. Из данных таблицы следует, что большая часть разрушений (79%) приходится на участки, расположенные на расстоянии до 30км от компрессорных станций (КС); наиболее опасные колонии трещин по периметру трубы располагаются преимущественно (75%) на 5´7 часов по циферблату; основное число очаговых трещин (69%) расположено по линии сплавления сварного шва с основным металлом и на расстоянии до 250 мм от нее.

Эти результаты соответствуют значительной части статистических данных, приводимых в зарубежных источниках. На рис.5 изображена гистограмма распределения стресс-коррозионных трещин относительно оси продольного сварного шва, построенная по результатам пропуска по газопроводу снаряда «Ультраскан CD».                                                                                 

Рис.5. Месторасположение  колоний  стресс-коррозионных  трещин относительно продольного сварного шва.

Линейная часть МГ России весьма неоднородна по характеристикам труб с точки зрения марочного состава, прочностных свойств, конструкции и технологии их изготовления.

Отказы возникали на газопроводах, построенных из прямошовных и спиралешовных труб больших диаметров 1020-1420 мм с толщиной стенки 9-18 мм. Отечественные трубы были изготовлены из сталей марок 14Г2САФ, 15Г2С, 17ГС, 17Г1С, 17Г2СФ, 14Г2АФ, 09Г2Ф, 10Г2Ф, 08Г2ФБ - импортные - из сталей групп прочности Х60, Х65, Х70. По марочному составу они идентичны отечественным типа 09Г2Ф, указанным выше.

Приведенные на рис.6 и 7 гистограммы свидетельствуют о существовании тесной корреляции между частотой отказов по причине КРН и свойствами металла труб, с одной стороны, и технологией изготовления труб, с другой стороны.

Рис.6. Динамика показателя отказности по  причине  КРН  в  зависимости 

от  завода/страны-изготовителя  труб  за  период  1992-1996 гг.:

1 – Новосинеглазовский завод; 2 – Волжский ТЗ; 3 – Харцызский ТЗ;  4 – Челябинский ТПЗ;  

5 – Импорт (ФРГ);    6 – Импорт (Франция);  7 – Импорт (Япония);  8 – Нет  данных. 

             Рис. 7. Динамика показателя отказности по причине КРН

в зависимости от марки стали труб за период с 1992- 1996 гг.:

                                             1 – 17Г1СУ; 2 – 17ГС; 3 – 17Г1С; 4 – Х70; 5 – Х60; 6 – 14Г2СФБ;

                                             7 – 19Г; 8 – 17Г2СФ; 9 – 14ХГС; 10 – 17Г2АФ; 11 – 14Г2САФ;

                                             12 – 18Г2; 13 – нет данных. 

Как видно из рис.7, именно стали контролируемой прокатки класса прочности Х70 лидируют по показателю отказности, на основании чего многими исследователями был сделан вывод о повышенной склонности сталей контролируемой прокатки к стресс-коррозии. Однако такое заключение, на наш взгляд,  недостаточно обоснованно, и в целом, вопрос о взаимосвязи прочностных и структурных параметров трубного металла с растрескиванием нуждается в более тщательном анализе. Повышенная статистика отказов с трубами этого класса прочности в основном сложилась за счет высокой аварийности МГ на предприятии «Тюментрансгаз», где только за период с 1993 по 1997 гг. произошло 14 аварий. В то же время на предприятиях «Севергазпром» и "Уралтрансгаз", также отличающихся крайне неблагоприятной ситуацией со стресс-коррозией, в наиболее невыгодном положении представляются спиральношовные термоупрочненные трубы Волжского завода из стали марки 17Г2САФ.

В то же время более 70% разрушений газопроводов, относящихся к предприятию «Югтрансгаз», происходило на трубах из стали марок 17ГС и 17Г1С. В зарубежных публикациях на данную тему не делается ссылок о предпочтительной склонности сталей какого-либо определенного структурного состояния к стресс-коррозии. Подчеркивается, что стресс-коррозии подвержены трубные стали различных классов прочности, в том числе и обычные низколегированные стали, такие как Х42, Х45, Х50, Х52, Х60. Доподлинно известно, что большая часть аварийных разрывов, ассоциируемых с классической формой КРН, произошла на трубопроводах, изготовленных именно из этих сталей. Аварии же, связанные с КРН при нейтральном рН, преимущественно происходили на трубопроводах из  сталей повышенной прочности типа Х65¸Х70. Однако вряд ли можно утверждать, что проблема КРН при нейтральном рН является проблемой исключительно высокопрочных сталей. В отчете NEB (Канада), посвященном вопросам КРН при нейтральном рН, утверждается, что данный вид растрескивания зарегистрирован в трубах, изготовленных из сталей разных классов прочности от Х35 до Х70.

На основе накопленного опыта ликвидации аварий в российской системе МГ наименее устойчивыми к КРН считают двухшовные трубы производства Харцызского трубного завода (ХТЗ). Эти трубы начали применять в строительстве с 1983г., т.е. на данный период они прослужили максимум 18 лет. Отмечено, что основное число (83%) очаговых стресс-коррозионных дефектов труб ХТЗ расположено по линии сплавления продольного сварного шва с основным металлом трубы и на расстоянии до 250 мм от нее (табл. 5). Авторы не усматривают корреляции между расположением очаговых стресс-коррозионных дефектов и положением продольного сварного шва на импортных трубах. Исключив из рассмотрения дефекты, находящиеся на расстоянии до 250 мм от продольных сварных швов, они установили, что число оставшихся дефектов, приведших к разрушениям газопроводов, на трубах ХТЗ будет сопоставимо с числом очаговых дефектов на трубах импортной поставки.

Таблица  5.

Расположение очаговых стресс-коррозионных дефектов

по отношению к продольным сварным швам труб.

Ряд авторов неблагополучную стресс-коррозионную ситуацию с газопроводами из стали Х70 в районе г.Краснотурьинска обосновывает особенностями технологии изготовления трубной заготовки, применявшейся на ХТЗ. Основными отличиями производства труб на ХТЗ в 1981¸84 гг. являлись двухшовная конструкция заготовки и валково-роликовая формовка листов в полуцилиндры. При формовке лист протягивается роликами, поэтому для обеспечения сцепления с ними лист формуется сухим и предварительно не очищается. При формовке он движется в продольном направлении по отношению к роликам, что и определяет продольную ориентацию исходных, наследуемых от трубного передела, поверхностных механических дефектов (царапин, рисок, задиров). Продольно ориентированные царапины могут являться инициаторами КРН. Кроме крупных видимых трещин, на поверхности листа образуется множество микроповреждений, инициирующих развитие более коротких трещин. Их скопления авторы считают основным видом инициаторов стресс-коррозионных повреждений труб. Эти скопления  располагаются на листах, где давление роликов на лист при формовке является наибольшим и приходится на зону от 0 до 250 мм от края листа.

Большую роль в возникновении КРН в нейтральных средах и зарубежные, и отечественные авторы отводят загрязнению стали неметаллическим включениям (НВ). В результате многочисленных экспертных исследований металла аварийных труб, выполненных лабораторией физико-химической механики Института Физики Металлов Уральского Отделения РАН совместно с ООО «Тюментрансгаз» авторы выявили, что с поврежденной стороны загрязненность металла трубы составляет 5 баллов, а вне зоны повреждения 1-2 балла по ГОСТ 1778-70. Наблюдаемая связь повреждаемости (коррозионно-механического растрескивания) на наружной поверхности трубы вдоль продольного сварного шва (причем с одной его стороны) позволила авторам сформулировать гипотезу о том, что преимущественно ускоренное протекание эксплуатационного растрескивания труб обусловлено эффектом «края листа» или зональной неравномерностью в распределении неметаллических включений в исходном трубном листе, допущенном в производство труб. В настоящее время трубы на ХТЗ подвергаются дробеструйной обработке, после чего на них наносится изоляционное покрытие в заводских условиях. Эти технологические операции должны существенно повышать стойкость труб против КРН.

Специфика формовки труб на ХТЗ обусловливала появление в трубах протяженных зон с высоким уровнем остаточных напряжений, что приводило к значительному разбросу свойств по длине и периметру трубы, и отражалось на сопротивляемости металла труб растрескиванию (рис. 8).

Рис. 8.  Распределение стойкости металла к КРН (а) и остаточных напряжений (б)

по периметру трубы.

Вместе с тем следует отметить, что в публикациях по состоянию труб ХТЗ кроме статистики расположения очаговых стресс-коррозионных дефектов по отношению к продольным швам, других данных, иллюстрирующих и подтверждающих несовершенство технологии трубного передела, не приводится. Поэтому остается неясным вопрос, какие параметры дефектов формовки и других металлургических дефектов (размеры, морфология, ориентация и т.п.) являются критическими для этих труб.

В работах канадских исследователей также отмечается наличие тесной связи стойкости к растрескиванию с конкретным производителем труб.

Для труб импортной поставки отмечается, что повышенная подверженность КРН сварных труб большого диаметра, произведенных на трубном заводе Youngstown (Канада), связана с неудовлетворительным состоянием зоны термического влияния (ЗТВ). Наиболее подверженной растрескиванию оказалась зона с крупным зерном.

Но в целом отсутствует корреляция между составом, структурой, уровнем (категорией прочности) и технологией трубного передела (Youngstown -  трубы – исключение), и устойчивостью газопроводных труб к КРН.

Условия возникновения КРН на участках локализации очагов растрескивания как за рубежом (Канада, страны Западной Европы), так и в России во многом схожи. КРН наблюдали на участках газопроводов, проложенных в различных грунтах: песках, глинах, суглинках, супесях.

Характерным для КРН является локализация очагов разрушения вблизи компрессорных станций на расстоянии порядка 20-30км (повышенные температура стенки трубы, давление, вибрационные воздействия компрессоров); в местах с высоким уровнем грунтовых вод  (благоприятные условия для отслоения изоляции на опорных поверхностях труб под воздействием гидростатического давления и протекания электрохимических реакций), на участках поворотов, спусков подъемов и пересечения магистральными газопроводами оврагов (повышенный уровень механических напряжений). Отказы отмечались на магистральных газопроводах, имеющих температуру перекачиваемого продукта 10¸600С и номинальные расчетные кольцевые растягивающие напряжения в стенке трубы 0,45¸0,65 sт (предела текучести). Причем, как правило, отсутствовала явная зависимость времени до разрушения от величины напряжения в стенке трубы. Минимальное время до разрушения составляло около 3 лет.

Коррозионное растрескивание на внешней поверхности трубы проявляется в виде одиночных трещин или их систем, ориентированных в основном вдоль образующей трубы. Отмечается, что высокий процент колоний КРН-трещин возникает в нижней части трубы под отслоившейся изоляцией в пределах 4-8 часов по ее периметру. Это связано с повреждением изоляции, которое под действием подвижек грунта здесь наиболее вероятно и расположением пониженной по отношению к верхней части трубы области уровня грунтовых вод.

Одиночные стресс-коррозионные трещины в среднем достигают длины 30 см. Общая протяженность колонии стресс-коррозионных трещин может составлять до 1,2 м. Глубина их колеблется от долей мм до половины толщины стенки трубы.

Топография строения трещин свидетельствует о том, что некоторые трещины находятся на стадии зарождения, но большинство на стадии развития. Часть КРН-трещин либо полностью затуплены (стабилизированы), либо находятся на стадии инкубационного развития – накопления повреждений впереди вершины трещины.

Развитие отказа происходит путем образования магистральной трещины при ее раскрытии или за счет слияния их групп в очаге разрушения, а также за счет образования свищей при сквозном поражении стенки трубы в том случае, когда длина трещины не превышает критическую.

Следует отметить, что трещины в основном развиваются в направлении, перпендикулярном плоскости действия кольцевых растягивающих напряжений, являющихся максимальными для напряженного состояния трубы.

Растрескивание часто наблюдают в зонах повышенной пластической деформации, обуславливаемой температурными факторами, неустойчивым положением трубы и т.п. КРН-трещины имеют, как правило, разветвленный характер.

Значительная часть разрушений газопроводов происходит из-за стресс-коррозионных дефектов, развивающихся по линии сплавления продольного сварного шва с основным металлом. Возникновение этих дефектов связывают с концентраторами напряжений, возникшими на линии сплавления и в околошовной зоне (ОШЗ) продольного сварного шва с основным металлом. Концентраторы образуются из-за неудачной конфигурации шва. Расположение и размеры концентраторов предопределяют расположение и длину стресс-коррозионных дефектов в случае контакта со средой, благоприятной для развития КРН. Устранение поверхностной неоднородности на краях листов в состоянии поставки, поверхностных технологических полос и аномалий на линии сплавления сварного шва с основным металлом, очистка листа от загрязнений и окалины рекомендуется как средство борьбы с КРН практически всеми авторами.

Одним из эффективных методов изучения процессов КРН является определение и анализ поляризационных характеристик стали в грунтах, находящихся непосредственно в зонах КРН. При проведении этих исследований подчеркивается, что поляризационные характеристики являются корректными только в реальных натурных условиях в связи с изменяющимися характеристиками проб грунтов при отборе и доставке. В последние годы возникли дискуссии о связи аварийных участков с расстоянием от установок ЭХЗ. На основании статистики аварий МГ ПО “Севергазпром” выявлено, что более половины обнаруженных внутритрубной дефектоскопией опасных участков расположены на расстоянии до 2,5 км от станции катодной защиты. На этих участках электрометрическими измерениями зарегистрированы более отрицательные потенциалы «труба – грунт», равные –1,9 ¸ - 2,4 В (МСЭ). Связь между временем эксплуатации МГ до аварийного разрушения и потенциалом «труба – грунт» отражена на рис. 9.

Эту закономерность трудно объяснить, т.к. КРН-трещины и очаги аварийных разрывов располагаются под отслоившимся покрытием. Отслоившиеся пленочные покрытия экранируют катодную защиту. Соответственно этому факту считают, что области предпочтительного растрескивания не защищены, т.е. имеют потенциал свободной коррозии.

Отечественные специалисты, по сравнению с зарубежными, повышенную роль отводят природным и геоклиматическим особенностям различных зон пролегания трубопроводов и воздействию почвенных микроорганизмов. В этом отношении много внимания уделено на шестиниточной системе газопроводов Краснотурьинского ЛПУМГ предприятия «Тюментрансгаз» большее число аварий в этом районе, включая предотвращенные, на газопроводах диаметром 1420 мм в период 10-15 лет эксплуатации, по сравнению с периодом 15-20 лет, связывают с ее аномальными геодинамическими особенностями. Найдено, что протяженность активной зоны глобального георазлома на этом участке составляет ~ 25 км, а потенциальная опасность ее имеет наивысший балл. (значение показателя потенциальной опасности ПО = 112 ед. по оценке ВНИМИ). Геоклиматическую опасность связывают с пересечением в данной зоне Обской кольцевой мегаструктуры, Кольско-Монгольского глубинного разлома и краевого разлома Урала и с тем обстоятельством, что МГ в этом районе находятся в зоне преобладающего направления ветров от алюминиевого завода и ТЭЦ, дающих техногенную нагрузку на местность. Сравнительными исследованиями установлено, что грунты этой зоны имеют в два раза большую коррозионную активность против грунтов вне указанной зоны. К сожалению, фактические количественные данные в публикациях отсутствуют.

На стыке весенне-летнего периода происходят активные изменения в околотрубном пространстве. Очень вероятно, что в этот период формируются критические ионные составы грунтовых электролитов, провоцирующих возникновение и развитие КРН. Важное значение имеют сезонные изменения газонасыщенности грунта, особенно содержание углекислого газа СО2. Как показывают результаты полевых обследований, зачастую МГ лежат в непроектном положении, местами оголены, имеют недостаточную глубину засыпки, подстилающий грунт представляет собой водонасыщенный торф и обладает низкой несущей способностью. Неблагоприятное воздействие на трубу оказывают бугры пучения, термокарст, течение воды и сезонные изменения температуры. Поскольку грунты, по которым проходят МГ, являются льдо- и водонасыщенными, то растепление, вызываемое влиянием трубы, приводит к интенсивному таянию ледяных включений, содержащихся в мерзлотных линзах. При этом вода скапливается в траншее, образованной трубой, так, что труба частично или полностью покрыта этой водой, а степень влажности грунтов, окружающих трубу, достигает значения 2,77.

Итак, анализ статистики аварий показывает, что в наибольшей степени стресс-коррозии подвержены газопроводы большого диаметра с пленочной изоляцией в полевом исполнении, построенные и введенные в эксплуатацию в начале 80-х годов. Этот период в крупных газодобывающих странах и в бывшем СССР характеризовался интенсивным строительством МГ. Прогрессивная технология строительства того времени, обеспечившая высокие темпы строительства и резкое увеличение пропускной способности газа включала изоляцию труб в полевом исполнении; применение труб большого диаметра из высокопрочных сталей, изготовленных с использованием контролируемой прокатки. Благодаря применению контролируемой прокатки, трубные стали при высокой прочности имели повышенную вязкость и энергоемкость разрушения. Это позволило минимизировать число и протяженность аварийных разрывов трубопроводов, связанных с недостаточным сопротивлением трубных сталей протяженным нестабильным разрушениям. Однако, вышеуказанные средства, обеспечив преимущества в строительстве и эксплуатации газопроводов 80-х годов, создали предпосылки для возникновения нового для того времени вида повреждаемости труб - стресс-коррозионной.

Проведенный в нашей стране и за рубежом анализ результатов исследований поврежденных труб показывает, что к разрушению приводит комплекс причин, поэтому в экспертных заключениях однозначное указание на причину повреждения, как правило, отсутствует.