from 01.01.2021 to 01.01.2024
Slobodskoy, Kirov, Russian Federation
UDK 620.194.4 Коррозия, вызываемая прочими механическими воздействиями
A significant part of accidents on trunk lines are ensured by metal corrosion. The most dangerous form of corrosion of trunk lines is location-action (pitting) corrosion of the inner wall of the pipe. An important factor in the corrosion process of the inner wall of a trunk line is the stress-strain state of the pipe metal, which impact on the intensity of pitting corrosion has been underexplored. This article presents the results of a study of the effect of tensile stresses on the intensity of pitting corrosion of low-carbon tube steels St3 and 08sk grades. As part of the study, corrosion tests of steel samples in stressed and non-stressed states were carried out, followed by determination of the depth of formed corrosion pits using a photometric technique. It is shown that for steel samples in a stressed state at a stress level of 0,7 with flow limit σT of the analyzed steels, the rate of pit depths increased 2,3 times for steel St3 and 1,2 times for steel 08sk compared with non-stressed samples, which significantly exceeds the value of a similar factor for the rate of general corrosion.At the same time, the obtained values of the mechanochemical coefficients also turned out to be higher than in case of a general corrosion – 0,0059 and 0,0014 MPa-1 compared to 0,0011. The authors explain the more intense effect of the stress state on the rate of pitting corrosion by the occurrence of stresses in the metal of the bottom part of the corrosion pits, which are significantly greater than the stresses occurring in the rest of the metal of the subsurface layer of the sample subjected to general corrosion.
trunk pipeline, intensity of pitting corrosion, stress-strain state of metal, mechanochemical coefficient
Введение
Известно, что, как в нашей стране, так и за рубежом, коррозия является одной из главных причин разгерметизации нефтепроводов и, как следствие, возникновения связанных с этим аварийных ситуаций. Так, например, по данным Центрального диспетчерского управления топливно-энергетического комплекса РФ в 2019 г. общее число нефтеразливов возросло почти на 30 % по сравнению с предыдущим годом и достигло значения в 10,5 тыс. случаев [1]. При этом значительная часть из указанных аварий произошла на промысловых нефтепроводах, а их причиной в 90 % случаев была именно коррозия металла [2, 3].
В этой связи, снижение аварийности промысловых нефтепроводов является приоритетной задачей для многих крупных компаний в нефтегазовой отрасли. Например, компания «Роснефть» планирует к 2025 г. сократить количество отказов промысловых трубопроводов на 20 % от уровня 2019 г. [1]. В качестве способов решения указанной проблемы предлагаются увеличение объёма внутритрубной диагностики, повышение степени обработки ингибиторами коррозионно-опасных участков, реконструкция и ремонт промысловых объектов, а также усиление контроля качества поставляемых труб [4 – 6].
Результатом проведения реконструкции и ремонта, а также контроля качества труб должно стать увеличение срока службы новых участков промысловых трубопроводов. Безусловен тот факт, что на эффективность проведения реконструкции и ремонта и, как следствие, на обеспечение длительного срока службы трубопроводов значительное влияние оказывает выбор их материального исполнения. В этой связи выбор трубных сталей, обладающих повышенной стойкостью к коррозии в условиях работы промысловых нефтепроводов, и разработка их новых марок, являются важными задачами.
Как показывает практика эксплуатации, наиболее опасной формой коррозии промысловых нефтепроводов является коррозия внутренней стенки трубы, т. н. «внутренняя коррозия», которая по данным [7, 8] является причиной 92 % аварий, связанных с коррозионным поражением на объектах промыслового трубопроводного транспорта. При этом в соответствии с [9 – 11] важнейшим фактором, влияющим на возникновение и скорость внутренней коррозии промысловых нефтепроводов, является уровень напряженно-деформированного состояния металла их трубы. Это явилось причиной выделения коррозии металла, находящегося в напряженном состоянии, в отдельный вид, получивший название «механохимической коррозии» [12].
В случае механохимической коррозии промысловых нефтепроводов коррозионной средой является водонефтяная эмульсия, содержащая значительное количество минерализованной пластовой воды. Анионы солей, содержащиеся в пластовой воде, главным образом Cl, инициируют появление на поверхности трубы локальных коррозионных дефектов в виде язв, как дефектов, у которых глубина превышает их линейный размер [13 – 15]. По этой причине внутренняя поверхность стенок промысловых нефтепроводов подвергается, как общей, так и локальной (язвенной) коррозии. И если влияние напряженного состояния на скорость общей коррозии изучено достаточно подробно, то в случае язвенной – сведения о таком влиянии весьма ограничены.
Так в работе [16] сообщается, что при проведении коррозионных испытаний образцов низколегированной стали марки Q345
(0,2 % C; 0,5 % Si; 1,7 % Mn; 0,3 % Cr; 0,5 % Ni; 0,15 % V) в среде водного раствора NaCl обнаружено, что напряженное состояние образца значительно (на сколько не сообщается) увеличивает глубину локальных коррозионных дефектов, существенно не влияя на скорость общей коррозии.
Сведения о влиянии уровня напряженного состояния на скорость общей коррозии углеродистых сталей представлены в работе [17]. Исходя из представленных в этой работе графиков (рис. 1), авторы предлагают формулу (1) для учета влияния напряженно-деформированного состояния образца углеродистой стали на скорость общей коррозии.
Следует отметить, что, как можно заключить из положения экспериментальных точек на рис. 1 вне зависимости от марки испытанной стали влияние напряженного состояния на их скорость общей коррозии практически одинаково.
Авторы [12] отмечают эффект значительной интенсификации язвенной коррозии за счёт механических напряжений, причиной которой является эффект «накопления» напряжений на дне сформированных язв в результате роста их глубины. Данный эффект подразумевает суммирование приложенных и существующих остаточных растягивающих напряжений металлургического происхождения [12] на дне коррозионных дефектов, за счёт чего металл дна дефектов переходит в упругопластическое состояние с формированием зоны «микропластичности». Данное предположение согласуется с мнением авторов [17 – 19], в соответствии с которым только присутствие в металле напряжений выше предела текучести способно оказать ощутимое воздействие на скорость коррозии. А так как основная часть внутренней поверхности нефтепровода (вне зоны дефектов) не находится в упругопластическом состоянии, то ускорение общей коррозии трубы за счет имеющихся напряжений является менее ощутимым.
В работе [20] также отмечается, что формирующиеся на внутренней поверхности трубы коррозионные язвы способны срастаться друг с другом с последующим формированием дефектов сложной формы, например, «ручейков», с последующим протеканием коррозии по механизму ручейковой коррозии [21]. Ещё одной особенностью язвенной механохимической коррозии промысловых нефтепроводов является, так называемый, «синергетический эффект», описанный в работах [22, 23]. В соответствии с ним, рост глубины коррозионных язв усиливает эффект «накопления» напряжений на дне язвы, что в свою очередь приводит к ещё более интенсивной коррозии, иначе говоря, указанные процессы взаимно усиливают друг друга.
Стоит отметить, что представленные эффекты и механизм язвенной механохимической коррозии на сегодняшний день изучены в недостаточной степени. У исследователей нет четкого ответа на вопросы, на сколько увеличивается скорость роста глубины язв в результате воздействия напряжений для той или иной марки трубной стали и каким образом состав сталей и их механические свойства влияют на этот показатель. Ответы на представленные вопросы позволят сформировать эффективный подход к подбору марок трубных сталей наиболее стойких к язвенной коррозии под напряжением, что позволит увеличить срок службы промысловых нефтепроводов. Рассмотрению некоторых из указанных вопросов и посвящена данная статья.
Методика эксперимента
Объектом исследования являлись образцы в виде пластин 150×15×3 мм, изготовленных из проката сталей 08пс и Ст3, как материалов стальных труб для промысловых трубопроводов класса прочности КП 210, КП 320, соответственно. Химический состав исследуемых сталей и некоторые их основные свойства, определенные при одноосном растяжении плоских образцов с применением испытательной машины Zwick Roell Z100 (рис. 2), представлены в табл. 1.
Поверхность пластин перед испытаниями подвергалась шлифовке и полировке.
Исследовался процесс коррозии только центральной части пластин (рабочей зоны), для чего в этом месте оставлялась незащищенной поперечная полоса шириной
~ 1 мм, в то время как вся остальная поверхность пластин покрывалась защитным лаком. Это позволяло при проведении дальнейших фотометрических измерений использовать точки на защищенной поверхности металла, находящиеся рядом с рабочей зоной, использовать в качестве реперных.
Для придания заданного напряженно-деформированного состояния (необходимой величины растягивающего напряжения σр) образцы помещались в струбцины, где подвергались трехточечному статическому изгибу
(рис. 3).
Находящиеся в напряженном состоянии образцы вместе со струбцинами в боковом положении погружались в емкость (рис. 4) с коррозионной средой – 3,5 % водным раствором NaCl, как модельной средой, наиболее часто используемой для имитации минерализованной водонефтяной эмульсии [22], где выдерживались заданное время 10 ч. На всем протяжении испытаний между образцами в районе их рабочих зон продувался воздух, что имитировало насыщение им водонефтяной эмульсии, контактирующей с корродируемым металлом трубы, при неполном заполнении промыслового нефтепровода эмульсией [25].
После необходимой выдержки образцы извлекались из агрессивной среды и струбцин, промывались и высушивались. Их рабочие части и рядом лежащие поверхности очищались ластиком и тампоном, смоченным уксусной кислотой, от продуктов коррозии и защитного лака.
Образцы устанавливались на столик металлографического микроскопа, где, с помощью тонкой фокусировки [26] определялась глубина hi коррозионных язв, образовавшихся на поверхности рабочей зоны образцов, как разница между фокусным расстоянием до дна язвы и находящейся рядом реперной точкой, защищенной во время испытаний лаком. Для наиболее крупных четырех язв, как количеству, удовлетворяющему [27], определялось среднее значение их глубины hср.
Для оценки влияния напряженно-деформированного состояния на глубину язвенного поражения, испытания в аналогичных условиях проводились на ненапряженных образцах.
Результаты эксперимента
Как показали результаты испытаний, на всех образцах сталей, находящихся, как в напряженно-деформированном, так и в ненапряженном состояниях, воздействие хлорсодержащей среды приводит к образованию коррозионных язв, характерный вид, которых представлен на рис. 5.
Результаты измерения глубины четырех наиболее крупных коррозионных дефектов для каждого случая представлены в табл. 2.
Анализируя полученные результаты, можно заключить, что, как для стали Ст3, так и стали 08пс, воздействие хлор-ион содержащей среды в присутствии кислорода в растворе приводит к образованию язв, что находится в соответствии с литературными данными [16] для низкоуглеродистых сталей. При этом, как и ожидалось, приложение к образцам дополнительных растягивающих напряжений приводит для обеих марок исследованных материалов к увеличению средней глубины коррозионных язв.
Как видно из данных табл. 3, скорость роста глубины язв в условиях напряженно-деформированного состояния образца возросла для стали Ст3 в 2,3 раза и в 1,2 раза для стали 08пс. При этом величины механохимических коэффициентов kσ превышают их значения, рассчитанные в [16] для этих материалов в случае общей коррозии (0,0059 и 0,0014 МПа-1 по сравнению с 0,0011).
Полученную разность в значениях механохимических коэффициентов для язвенной и общей коррозии можно объяснить, исходя из предположений [17] о том, что на дне коррозионных язв в процессе испытаний формируются напряжения значительно большие, чем в среднем по поверхности образца, что приводит к значительному ускорению коррозионного разрушения металла донной части язвы. Расчет этих напряжений, проведенный путем подстановки в выражение (1) полученных значений vσ, v0 при величине kσ = 0,0011 МПа-1, найденной для случая общей коррозии, дает для стали Ст3 их величину (~ 1100 МПа), существенно превышающую предел текучести указанного материала Это может свидетельствовать о том, влияние напряжений на скорость пластически деформируемого материала, характеризуется зависимостью, отличной от (1).
Гораздо меньшее значение kσ для стали 08пс (0,0014 МПа-1) относительно стали Ст3 (0,0059 МПа-1), возможно, объясняется меньшим содержанием углерода в этой стали (0,05…0,11 % по сравнению с 0,14…0,22 % для стали Ст3), оказывающего негативную роль на стойкость стали к общей коррозии [28] и, как можно заключить, к язвенной. Другими возможными причинами большей стойкости стали 08пс к язвенной коррозии под напряжением являются ее более высокая пластичность (δ = 36 %, φ = 60% по сравнению с δ = 24 %,
φ = 50 % для стали Ст3), что согласно [29, 30] способствует более интенсивной релаксации напряжений, накапливающихся в дефектах, а также меньшее содержание вредных
примесей – серы и фосфора (табл. 1), как у качественной стали по сравнению со сталью обыкновенного качества. Данный вопрос требует дальнейшего изучения.
Выводы
- С использованием разработанной методики фотометрических измерений проведены коррозионные испытания находящихся в напряженном состоянии образцов двух марок трубных сталей 08пс и Ст3 в среде 3,5 % водного раствора NaCl в присутствии кислорода воздуха, как в условиях, имитирующих условия коррозии стенки промысловых нефтепроводов.
- Показано, что при наличии на всех испытанных образцах признаков язвенной коррозии, приложение к образцам растягивающих напряжений, величины ~ 0,7 σТ, приводит для обеих марок исследованных сталей к увеличению средней глубины язв: с 6,1 до 14,0 мкм для стали Ст3 и с 2,1 до 2,4 для стали 08пс.
- Как показал расчет механохимического коэффициента kσ, как показателя увеличения скорости коррозии стали Ст3 с ростом напряжений, его значение, установленное в экспериментах для язвенной коррозии
(0,0059 МПа-1), существенно (в 5 раз) превышает величину kσ (0,0011 МПа-1), представленную в литературе для общей коррозии, что может найти объяснение в формировании в металле донной части язв гораздо больших напряжений, чем имеющих место в металле поверхностного слоя образцов, подвергаемого общей коррозии. - Установленная более высокая стойкость к язвенной коррозии стали 08пс по сравнению со сталью Ст3 может быть объяснена меньшим содержание углерода в этой стали и ее большей пластичность, а также меньшим содержанием в стали 08пс вредных примесей (серы и фосфора).
1. Things are screwed up around the tube // Central Dispatching Department of the fuel and energy complex: network journal. 2021. URL: https://www.cdu.ru (date of access: 05/01/2024).
2. Vladimirov V.A. Oil spills: causes, spill emergency scales, consequences // Civil protection strategy: problems and research, 2014, Vol. 4, no. 1 (6), pp. 217–219, EDN: SCHULZ.
3. Ermakov A.E., Filipov D.A. Analysis of the causes of failures of trunk lines// Scientific electronic journal «Meridian», 2020, no. 5 (39), pp. 1–4. EDN: CMWLTD.
4. Goldobina L.A., Orlov P.S. Analysis of the corrosion destruction causes in underground pipelines and new solutions for increasing corrosion steel's resistance. // Notes of the Mining Institute, 2016, vol. 219, pp. 459–464, DOI:https://doi.org/10.18454/PMI.2016.3.459.
5. Shchipachev A.M., Gorbachev S.V. The effect of post-welding treatment on the rate of continuous corrosion and the microstructure of welded joints of steels 20 and 30CrMnSiA // Notes of the Mining Institute, 2018, vol. 231, pp. 307-311. DOI:https://doi.org/10.25515/PMI.2018.3.307.
6. Kopytova N.P. Corrosion protection of trunk lines // Problems of modern science and education, 2017, pp. 19–22. EDN: XYGUCJ.
7. Taichinov R.R., Galikeev R.M. Failure analysis of infield pipelines in the tevlinsko-russkinskoye field // Mater. All-Russian scientific and practical conference of students, postgraduates and young scientists with international participation, 2015, pp. 176–179.
8. Lyubchik A.N., Krapivsky O.M., Bolshunova O.M. Forecasting the technical condition of main pipelines based on the analysis of emergency situations // Notes of the Mining Institute, 2011, vol. 192, pp. 153–156.
9. Gutman E.M. Mechanochemistry of metals and corrosion protection. Moscow: Metallurgiya, 1981. 271 p.
10. Aginey R.V., Firsov A.A. Improvement of the method for estimating bending stresses in the wall of an underground pipeline // Notes of the Mining Institute, 2022, vol. 257, pp. 744–754, DOI:https://doi.org/10.31897/PMI.2022.64.
11. Firsov A.A., Kapachinskikh J.Yu., Seredinok V.A., et.al. Substantiation of the possibility of assessing the level of bending stresses in the walls of pipes of main gas and oil pipelines by determining its spatial position from the ground surface // Science and Technology in the gas industry, 2020, no. 2 (82), EDN: DLRBLI.
12. Abdullin I.G., A.G. Gareev, A.V. Mostovoy Corrosion and mechanical resistance of oil and gas pipeline systems. Ufa.: Gilem, 1997, 177 p.
13. Sultanbekov R.R. The influence of total sediment of petroleum products on the corrosiveness of the metal of the tanks during storage / R.R. Sultanbekov, M.N. Nazarova // E3S Web Conf. I International Conference «Corrosion in the Oil and Gas Industry», 22-24 May 2019, Saint Petersburg, Russia. E3S Web of Conferences, 2019. Vol. 121. № 01015. DOI:https://doi.org/10.1051/e3sconf/201912101015.
14. Petrov S.S., Vasin R. A., Knyazeva J. V., Andrianov D. I., Sergeeva E. S. Corrosion destruction of metal of oil and gas pipes on-stream and under laboratory conditions// Neftegazovoe delo, 2020, vol. 18, no. 4, pp. 102–112. EDN: XAEEYW
15. Sultanbekov R. Research of the Influence of Marine Residual Fuel Composition on Sedimentation Due to Incompatibility / R. Sultanbekov, S. Islamov, D. Mardashov et al. // Journal of Marine Science and Engineering. 2021. Vol. 9. Iss. 10. № 1067. DOI:https://doi.org/10.3390/jmse9101067
16. Li F., Cui C., Ma R., Tain H. An experimental stydy om the corrosion behaviors and mechanical properties of Q345qD steel in neutral salt spray environment considering stress state // Developments in the Built Enviroment. 2023. Vol. 15. P. 1–14. DOI:https://doi.org/10.1016/j.dibe.2023.100214
17. Gutman E.M. The strength of gas field pipes under conditions of corrosive wear / E.M. Gutman, R.S. Zainullin, A.T. Shatalov [et al.]. Moscow: Nedra, 1984, 75 p.
18. Azhogin, F.F. Corrosion cracking of high-strength structural steels // Mater. Sci. 1972. vol. 3, pp. 197–202.
19. Gutman E.M., Zainullin R.S., Zaripov R.A. Kinetics of mechanochemical destruction and durability of stretched structural elements under elastic plastic deformations // Corrosion and protection in the oil and gas industry, 1983, no. 7, pp. 2–4.
20. Makarenko V.D. Fundamentals of corrosion destruction of pipelines: a textbook eds V. D. Makarenko. Tyumen.: TSOGU, 2009, 404 p. ISBN 978-5-9961-0140-5.
21. Abdullin, I.G. The mechanism of groove destruction of the lower generating line of the pipes of oil gathering main / I.G. Abdullin, S.N. Davydov, M.A. Khudyakov [et al.] // Oil industry. 1984, Issue 3, pp. 51–53.
22. Zhang Z., Zhang N., Liu Z., Zhao W. Synergistic effects of corrosion time and stress on corrosion of casing steel in H2S/CO2 gas wells // Materials and Corrosion. 2017. Vol. 69. pp. 1-7. DOI:https://doi.org/10.1002/maco.201709676.
23. Wang X., Tang X., Wang L., Wang C., Zhou W. Synergistic effect of stray current and stress on corrosion of API X65 steel // Journal of Natural Gas Science and Engineering. 2014. Vol. 21. pp. 474-480. DOI:https://doi.org/10.1016/j.jngse.2014.09.007.
24. Steels and alloys. Steel Grade Guide: Reference Edition / V.G. Sorokin, et al.; Scientific eds V.G. Sorokin, M.A. Gervasyev. Moscow: «Intermet Engineering». 2001, 608 p.: ill. ISBN 5-89594-056-0.
25. Shagiev, R. G. The flow of power law non-Newtonian crude oil in hilly terrain pipelines with slack line condition / R. G. Shagiev // Problems of collecting, preparing and transporting oil and petroleum products. 2009, no. 4 (78), pp. 42–44. EDN KZDHGN.
26. Pat. RF No. 2757634, MPK MPK G01N 17/00 (2006.01) Method for assessing the resistance of pipeline steels to «groove» corrosion: No. 2021106581: application 03/15/2021: publ. 19.10.2021/ Bolobov V.I., Popov G.G., Sivenkov A.V., Zhuikov I.V. ; application FGBOU VO «St. Petersburg Mining University». 12 p.
27. Instructions for determining the rate of corrosion of metal walls of vessel housings and pipelines at enterprises of the USSR Ministry of Petrochemical Industry. Volgograd.: All-Union. scientific research. and the construct. Tech. installation of equipment for the oil refining and petroleum industries. 1983, 19 p.
28. Chuprova L.V., Mullina E.R., Ershova O.V., Mishurina O.A. Investigation of factors affecting the corrosion of electrical equipment operated in an aggressive environment // Modern problems of science and education. 2014, no. 2, pp. 1-9. EDN: SBWEEF
29. Ren R.K., Zhang S., Pang X.L., Gao K.W. A novel observation of the interaction between the macroelastic stress and electrochemical corrosion of low carbon steel in 3.5 wt% NaCl solution // Electrochimica Acta. 2012. Vol. 85. P. 283–294. DOI:https://doi.org/10.1016/j.electacta.2012.08.079.
30. Burlakova M.A., Gavlich S.O. Study of the stress relaxation in the low alloyed steels // Technical sciences – from theory to practice. 2015, no. 9 (45), pp. 41-45. EDN: SJNWRH.
