КОНЦЕНТРАЦИЯ НАПРЯЖЕНИЙ И СТРЕСС-КОРРОЗИЯ
НА МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДАХ
Механизмы стресс-коррозии на подземных трубопроводах
Изучению стресс-коррозии посвящено большое количество работ [1, 5, 7, 9, 10, 11, 62, 66, 75, 78, 82-84, 100-109 и др.]. При этом большинство специалистов и учёных в области трубопроводного транспорта считает, что стресс-коррозия – “болезнь” сугубо магистральных газопроводов, а магистральным нефтепроводам это явление не характерно. И действительно, сравнительный анализ статистики аварий разных трубопроводов подтверждает это мнение [38, 76]. Но при этом не можем объяснить, почему стресс-коррозия развивается на наружной поверхности, если продукты перекачки соприкасаются только с внутренней поверхностью трубопровода. Наружные поверхности газопроводов и нефтепроводов практически ничем не отличаются, и находятся в одинаковых условиях. Возникают вопросы. Например, если нефтепровод использовать как газопровод, то начнётся ли стресс-коррозия? Или наоборот, если газопровод использовать как нефтепровод, стресс-коррозия остановится? Как связано явление с продуктами перекачки: с нефтью и газом?
На такие вопросы большинство учёных, занимающихся проблемами надёжности и безопасности нефтегазопроводов, обоснованных ответов дать не может. Между тем, не изучив механизмы явления стресс-коррозии в общей постановке, можно неправильно оценить безопасность не только магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов, но и газопроводов. Поэтому изучение природы явления стресс-коррозии на трубопроводах остаётся актуальной проблемой.
Наиболее ценные результаты по изучению стресс-коррозии магистральных газопроводов получены в работах Климова П.В. [22, 54, 55, 92]. Судя по этим результатам, которые подтверждаются и нашими наблюдениями [25, 26, 43, 58], стресс-коррозия, как и любая “болезнь”, протекает в два этапа – инкубационный и этап растрескивания..
В инкубационный период вглубь стенки труб проникают атомы водорода, которые внутри металла объединяются в молекулы водорода или метана, накапливаются в виде газов в межкристаллитных областях. Это приводит к повышению внутреннего давления в металле. Одновременно развивается дислокационная структура, что приводит к снижению подвижности дислокаций, потере пластичности металла и охрупчиванию.
В металл атомы водорода проникают снаружи, чему способствует плохое качество изоляционного покрытия. Водород на поверхности трубопровода генерируется за счёт действия электрохимической защиты. При этом в грунтовой воде катионы водорода Н+ получают направленное движение к оголённой поверхности трубы с отрицательным потенциалом, получают недостающие электроны от металла и восстанавливаются до состояния атома водорода. Однако восстановление неполное, так как единственный валентный электрон водорода не уходит далеко от металла, остается в рамках электронного облака металла. Положительные ядра водорода “охотно” входят в структуру металла и образуют своеобразное протонное облако. Миграция каждого свободного ядра водорода (протона) в металле продолжается до тех пор, пока оно не войдёт в состав какого-нибудь объединения. Наиболее вероятны образования в виде молекул водорода Н2 и метана СН4. Такие молекулы не обладают подвижностью, поэтому накапливаются в межкристаллитных микропорах, создавая при этом высокие внутренние давления.
Чем выше напряжения растяжения металла, тем больше его проникающая способность для атомов водорода. Существует некоторое критическое значение напряжений, ниже которого можно считать, что металл непроницаем для водорода. Это критическое значение называют пределом стресс-коррозии. Практика эксплуатации газопроводов показывает, что предел стресс-коррозии составляет порядка 0,7…0,8 от предела текучести металла. Режимы эксплуатации магистральных газопроводов таковы, что напряжения в них достигают этого значения. Все другие трубопроводы, в том числе магистральные нефте- и нефтепродуктопроводы, эксплуатируются в более мягких режимах. Поэтому в них напряжения ниже критического значения. Это объясняет тот факт, что стресс-коррозия не наблюдается в массовом порядке.
Второй этап развития стресс-коррозии начинается с зарождения микротрещин в металле труб и продолжается до момента разрушения трубопровода. Зарождение трещин происходит потому, что давления накопленных газов в межкристаллитных микропорах достигают таких высоких значений, что способны разорвать межкристаллитные связи. Скорость развития трещин зависит от напряжений: чем выше напряжения, тем быстрее развиваются трещины.
Таким образом, для развития стресс-коррозии необходимы следующие три условия:
1) Наличие контакта металла трубы с грунтовыми водами (нарушение изоляции);
2) Наличие катодного потенциала на трубе (электрохимзащита);
3) Высокие растягивающие напряжения в стенке трубы (высокие рабочие давления, способные создать напряжения выше критического значения – предела стресс-коррозии).
На большинстве магистральных газопроводах все эти условия существуют. На нефте- и нефтепродуктопроводах рабочие давления недостаточны для создания напряжений выше предела стресс-коррозии. Этим только и объясняется вышеупомянутая “болезнь” магистральных газопроводов и отсутствие таковой на других трубопроводах.
Данный механизм явления хорошо объясняет все известные закономерности и зависимости (от размеров трубопровода, давления, температуры, природно-климатических условий, рельефа местности, солевого состава грунта, влажности и др.).
Резонно задать вопрос: будет ли происходить стресс-коррозия на магистральном нефтепроводе, если в каких-то зонах по каким-то причинам реализуются одновременно все вышеупомянутые условия? Вероятность обнаружения таких зон всегда существует, учитывая большую протяженность нефтепроводов и разнообразие условий эксплуатации. Даже если кольцевые напряжения недостаточны, могут появиться напряжения от локального изгиба. Кроме того, всегда имеются концентраторы напряжений, вызванные дефектами, конструктивными элементами типа сварных элементов с угловыми швами, приварные муфты, арматура, стыковые сварные соединения со смещением кромок и др. Таким образом, вопрос о возможности развития стресс-коррозии на магистральных нефтепроводах оставался открытым, пока не были изучены несколько аварий. Одна из них рассмотрена в следующем параграфе.
2.2. Разрушение магистрального нефтепровода “Нижневартовск-Курган-Куйбышев”
В марте 2006 года произошло разрушение магистрального нефтепровода “Нижневартовск-Курган-Куйбышев” (НКК) на 1924,3 км. Объём выброшенной нефти по скромным подсчётам составил не менее 6 000 м3. Территория площадью более 10 гектар оказалась залитой нефтью. Нефть распространилась под снежным покровом и попала в реку Бишинды, протекающую на расстоянии 200 м от места разрушения, и далее подлёдным течением дошла до рек Усень, Ик и далее.
Характеристики нефтепровода.
Трубопровод НКК используется для транспортировки сырой нефти, добытой в Тюменской области, в западном направлении для отечественных нефтеперерабатывающих заводов и на экспорт в Западную Европу. Диаметр трубопровода 1220 мм, построен в 1976 году. На данном участке в том же техническом коридоре кроме НКК проложены магистральные нефтепроводы “Усть-Балык-Курган-Уфа-Альметьевск” (УБКУА), “Туймазы-Омск-Новосибирск-1” (ТОН-1), ТОН-2, ТОН-3, “Азнакаево-Субханкулово”, “Субханкулово-Шкапово”, “Туймазы-Уфа-1” (ТУ-1), ТУ-2, ТУ-3.
В 2003 году на участке 1916,9 – 1934,8 км трубопровода НКК выполнялся капитальный ремонт с заменой труб, после чего категория участка поднялась с III до I за счёт увеличения толщины стенки до 15,2 мм. При ремонте использовались трубы класса прочности К52 из стали марки 17Г1С-У, испытанные на заводе под давлением 8,33 МПа. Изоляционное покрытие трёхслойное, нанесённое в заводских условиях. Покрытие состоит из эпоксидной грунтовки, адгезива, полиэтилена толщиной не менее 3 мм. Для изолирования стыков применена термоусаживающаяся пленка. После ремонта участок нефтепровода испытан под тем же давлением, что и заводское.
Трубопровод подключен к системе электрохимической защиты. С момента замены участка потенциал “труба-земля” поддерживался в пределах от минус 1,4 В до минус 1,9 В, что соответствует принятым нормам.
Нефтепровод аттестован в соответствии с требованиями РД 153-39.4Р-119-03 [80] и допущен к эксплуатации при рабочем давлении до 5,55 МПа. Фактическое давление на месте аварии не превышало 
. При этом номинальное окружное напряжение в стенке трубы достигало 200 МПа, что составляет порядка 50 % от предела текучести и 35 % от предела прочности металла трубы.
При эксплуатации нефтепровода происходили нерегулярные перепады давления DP. Приведенная цикличность, определяемая по формуле
, (2.1)
составила за 2004 год – 36,15; за 2005 год – 64,99; за два месяца 2006 года – 6,86. Итого за 26 месяцев произошло 
перепадов рабочего давления, приведенных к 2,0 МПа. За это время произошли 11 перепадов давления более чем на 3,0 МПа. Отмечались единичные перепады давления до 4,0 МПа.
Таким образом, режим нагружения вполне характерен для нефтепровода, если отсутствуют концентраторы напряжения. При наличии концентраторов напряжений местные напряжения могут оказаться существенно выше номинального значения, а циклические перепады давления могут вызвать усталостное разрушение трубопровода.
В 2004 году нефтепровод НКК обследовался внутритрубным магнитным дефектоскопом MFL, который зарегистрировал на участке, включающем место аварии, два вантуза на расстоянии 1,5 м друг от друга. На месте установки вантузов дефекты труб не обнаружены. Но сами вантузные узлы вполне могли создать концентрацию напряжений.
Характер аварии.
И действительно, авария произошла на одном из этих вантузных узлов.
Произошёл разрыв трубопровода с последующим отрывам приварного патрубка. В момент разрыва колодец вантузного узла был вырван и выброшен на 10 м, ограждение повреждено и снесено выброшенными фрагментами, грунтом и потоком нефти.
Из анализа исполнительных документов следует, что вышеуказанные два вантуза были установлены в июне 2004 года на заполненный нефтью трубопровод НКК под давлением 1,81 МПа. Вантуза были установлены с целью закачки нефти при опорожнении участка другого магистрального нефтепровода (УБКУА), который проходит в общем техническом коридоре. Эти вантуза были установлены как временные, и их планировалось ликвидировать в сентябре 2006 года методом демонтажа задвижки с применением приспособления “Пакер”, установкой эллиптической заглушки и заливкой в патрубок твердеющего композитного состава. Испытание участка нефтепровода НКК повышенным давлением производилось в сентябре 2003 года, когда данных вантузов ещё не было.
Исследование аварийной катушки включало: внешний осмотр, визуально-измерительный контроль, анализ изломов, химический анализ металлов трубы, патрубка, воротника и сварного шва, определение механических свойств основного металла трубы, металлографический анализ металла трубы и сварного шва, замеры твердости сварных швов. При этом установлено следующее:
В результате разрыва на трубе образовалась трещина длиной 1430 мм с максимальным раскрытием 350 мм (рисунки 2.1 и 2.2). Площадь раскрытия трещины 2660 см2, что составляет 24 % от площади сечения трубы.
Рисунок 2.1 – Внешний вид разрушенного участка (аварийная катушка).
Рисунок 2.2 - Вид трещины изнутри трубы
Трещина начала развитие с продольного участка углового сварного шва, которым был приварен усиливающий воротник вантуза к трубопроводу. Каких-либо дефектов и следов внешнего воздействия, которые могли бы привести к разрушению нефтепровода, не наблюдается
Разрушенный вантузный узел имеет следующие размеры: диаметр патрубка 168 мм; диаметр усиливающего воротника 500 мм; толщина воротника 15,2 мм; диаметр отверстия в трубе 128 мм; расстояние между центрами отверстий вантузов 144 см. По этим параметрам отклонений от нормы нет.
Имеются следы коррозии вантуза (ржавчина) до уровня штока задвижки. Это свидетельствует, что в колодцах стояла вода на 45 см выше верхней образующей трубы.
Имеются следы удара на фланцевом соединении разрушенного вантуза с заглушкой. Шток вантузной задвижки изогнут. Чугунное крепление штока сломано с искривлением (от ударного изгиба в момент порыва). На внутренней поверхности металлического колодца обнаружен отпечаток от удара на уровне штока и фланца заглушки.
Толщина стенки разрушенного патрубка вдали от кромки излома находится в пределах 7,9 … 8,8 мм, по периметру излома толщина стенки в пределах от 4,2 до 8,8 мм. Плоскость излома патрубка под углом 45° к поверхности. Имеются следы значительной пластической деформации патрубка при разрушении. В процессе разрушения патрубок погнулся. Всё это свидетельствует, что металл патрубка обладал значительным запасом пластичности, а отрыв патрубка произошёл от удара после раскрытия трещины на основной трубе.
Усиливающий воротник приварен к стенке основной трубы угловым сварным швом в несколько проходов (рисунок 2.3).
Угловой шов не является равнокатетным, как того требуют нормативные документы по сварке. Горизонтальный катет АВ (по поверхности трубы) значительно меньше вертикального катета (вертикальный катет равен толщине воротника). Другие недопустимые технологические дефекты сварки типа трещин, непроваров, пор, подрезов, несплавлений на сварных соединениях не выявлены.
Разрушение началось на продольной части сварного шва “воротник-труба” (рисунки 2.1 - 2.3). На противоположной части по периметру углового шва обнаружен другой аналогичный очаг развития трещины, который не успел вырасти до состояния полного разрушения (рис. 2.4).
Рисунок 2.3 – Макроструктура углового сварного шва “воротник-труба”; неразрушенный (а) и разрушенный (б) участки
Такому развитию трещин способствовали следующие обстоятельства:
1) Продольные части сварного шва (параллельно оси трубы) находятся под действием кольцевых напряжений, которые в 2 раза больше продольных напряжений.
2) Переход от углового сварного шва к основному металлу трубы (точка А на рис.2.3) является концентратором напряжений.
3) Как известно из курса сварных конструкций [18, 72], с уменьшением катета углового шва концентрация напряжений растёт.
| Рисунок 2.4 – Очаг развития трещины на переходе от углового сварного шва к основному металлу трубы |
При установке вантуза снята изоляция с основной трубы и не восстановлена после его установки (рис. 2.5). Несмотря на отсутствие изоляции вдоль сварного шва “вантуз-труба”, коррозионные дефекты визуально не наблюдаются. Есть только следы коррозии, которые не представляют опасности для нефтепровода. Это объясняется тем, что нефтепровод находился под электрохимической защитой. Однако, как показывает практика [45, 54], некоторые виды коррозии электрохимическая защита не может остановить, даже ускоряет. В частности, таким видом коррозии является стресс-коррозия (водородная коррозия, водородное расслоение, коррозионное растрескивание под напряжением).
Рисунок 2.5 – Состояние изоляционного покрытия на вантузном узле
(на воротнике и вокруг него изоляции нет).
Излом стенки трубы имеет хрупкий характер, без видимых следов пластической деформации. В изломе наблюдаются трещины, представляющие собой водородное расслоение металла трубы (рисунок 2.6).
Рисунок 2.6 – Излом стенки трубы по месту разрушения
Таким образом, подтверждается предположение, что и на магистральных нефтепроводах возможны виды коррозии, не сопровождающиеся потерей металла.
Механические свойства металла основной трубы определяли испытаниями образцов, вырезанных вдали от разрушенного вантузного узла. Результаты испытаний показали, что металл труб соответствует нормативным требованиям, сертификатным и паспортным данным.
Металлы трубы и усиливающего воротника содержат в своем составе углерода больше, чем это предусмотрено техническими условиями и сертификатами. В результате значения углеродного эквивалента СЭ и параметра стойкости против растрескивания РСМ превышают допустимые значения соответственно на 7 % и 12 %. Однако эти показатели не вышли за пределы требований, установленных соответствующими строительными нормами и правилами [88, 90], поэтому обнаруженные отклонения химического состава не сказались на качестве металла сварного шва “воротник-труба”.
Микроструктура металла трубы и воротника состоит из феррита и перлита с величиной зерна в 8-10 баллов шкалы по ГОСТ 5639 [30]. Наблюдается полосчатость феррито-перлитной структуры до 4-х баллов по шкале ГОСТ 5640 [31]. Загрязненность металла неметаллическими включениями в виде строчек составляет 4 балла шкалы по ГОСТ 1778 [29]. В зоне разрыва наблюдается частичное обезуглероживание перлитных зерен. Обнаружены многочисленные дефекты, ориентированные вдоль проката в виде очагов расслоения металла (рисунок 2.7). При разрушении конструкции продвижение трещины происходило скачками от одного очага расслоения к другому (рис. 2.8). Вдали от зоны сварного шва такие расслоения не наблюдаются.
Данное явление можно характеризовать как локальное водородное расслоение металла. Это явление отличается от стресс-коррозии только тем, в каком направлении развиваются трещины после накопления газов внутри металла. Если металл слоистый, то рост трещин сначала будет идти по слоям (водородное расслоение). Если при этом существенны напряжения вдоль слоёв, то трещины пойдут и в поперечном направлении – от слоя к слою.
300х
Рисунок 2.7 – Водородное растрескивание металла основной трубы
(зарождение и рост микрорасслоений в результате скопления водорода)
| Рисунок 2.8 – Продвижение трещины по металлу, подвергнутому водородному растрескиванию вдоль сварного шва “воротник-труба”. 100х |
Очевидно, такое развитие трещин инициировано комплексным влиянием трёх факторов: отсутствием изоляции вдоль сварного шва, наличием катодного потенциала, концентрацией напряжений вдоль того же сварного шва. Первые два фактора привели к генерации атомарного водорода на поверхности металла по линии сварки, третий фактор – к проникновению атомов водорода вглубь металла [55]. Всё это вместе не что иное, как локальная стресс-коррозия, развивающаяся в зоне концентрации напряжений.
Анализ причин и механизмов разрушения
Из полученных результатов исследований следует, что в разрушении нефтепровода сыграли основную роль следующие явления:
- высокая концентрация напряжений на продольных (ориентированных по оси трубы) участках углового сварного шва “воротник-труба” из-за неправильной геометрии сварного шва (укороченный горизонтальный катет шва);
- водородное растрескивание металла трубы вдоль сварного шва “воротник-труба” из-за отсутствия изоляции при наличии катодной защиты.
Как отмечено выше, окружные напряжения в стенке трубы были равны 200 МПа, что само по себе допустимо. Однако, угловой сварной шов “воротник-труба” мог поднять напряжения на переходе от шва к поверхности трубы в 3 и более раз. Поэтому местные напряжения могли превысить предел усталости (»250 МПа), предел текучести (»400 МПа), даже предел прочности (»580 МПа) металла трубы. Поэтому продольные участки углового сварного шва представляют собой источники опасности. Если угловой шов выполняется с меньшим катетом, чем того требуют нормы, то концентрация напряжений станет ещё больше, опасность разрушения возрастает.
Водородное растрескивание может реализоваться при одновременном выполнении двух условий: наличия источника атомарного водорода и высоких растягивающих механических напряжений. В данном случае источником атомарного водорода стал электрохимический процесс на неизолированных участках поверхности трубопровода, которые находились в грунтовой воде под действием отрицательного электрического потенциала. Высокие растягивающие механические напряжения были образованы угловым сварным швом “воротник-труба”. В результате атомарный водород интенсивно проникал в металл трубы только вдоль сварного шва и главным образом на участках, ориентированных по оси трубы. Таким образом, вдоль сварного шва “воротник – труба” оба условия оказались выполненными: высокие механические напряжения возникли из-за концентрации напряжений, источник атомарного водорода появился из-за отсутствия изоляции при наличии отрицательного электрического потенциала.
Циклический характер нагрузки способен ускорять водородное растрескивание за счёт увеличения подвижности дислокаций и атомов водорода в металле. Кроме того, он “включает” другой самостоятельный механизм разрушения – усталость.
На магистральных газопроводах водородное растрескивание широко известно (оно имеет и другие названия: блистеринг, стресс-коррозия, коррозионное растрескивание под напряжением). На нефтепроводах до последнего времени не были известны случаи стресс-коррозии. Первый такой случай был зафиксирован на магистральном нефтепроводе НКК в пойме реки Сим [2]. В том случае также были обнаружены дефекты изоляции (отслоение от поверхности трубы в нижней части) и зона повышенных напряжений (давление + изгиб).
Таким образом, в результате обследования и анализа данного случая установлено, что стресс-коррозия может протекать в локальных областях магистральных нефтепроводов, где соблюдаются следующие условия одновременно: высокая концентрация механических напряжений, наличие грунтовой воды, отсутствие или повреждение изоляции, наличие высокого катодного потенциала. Из перечисленных последние три фактора способствуют генерации атомарного водорода на поверхности трубы, первый фактор способствует внедрению атомов водорода в металл. Все остальные факторы и условия (температура, цикличность, состав металла труб, состав грунтов, климат) второстепенны, они либо ускоряют процессы, либо замедляют.
Следовательно, для недопущения аналогичных аварий на магистральных трубопроводах необходимо:
- исключить или в максимальной степени снизить концентрацию механических напряжений на сварных соединениях;
- обеспечить качественное изоляционное покрытие на концентраторах напряжений и тем самым исключить источники атомарного водорода на высоконагруженных участках.
В данном случае допущены следующие нарушения технологии работ:
1) неправильная форма углового сварного шва “воротник-труба”, что привело к высоким напряжениям в локальной зоне;
2) отсутствие изоляции вдоль сварного шва “воротник-труба”, что стало инициатором генерации атомарного водорода.
Эффект усилился благодаря следующим факторам:
- неудачной форме усиливающего воротника;
- циклическому характеру нагружения рабочим давлением;
- повышению уровня грунтовых вод в весенние периоды.