УДК 622.691.4

ВЛИЯНИЕ ТЕМПЕРАТУРНОГО ФАКТОРА НА ПРОЦЕССЫ ПОЧВЕННОЙ КОРРОЗИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

О.Н. Миронова, Н.А. Гаррис

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования Уфимский государственный технический университет

При изучении коррозионных процессов, протекающих на внешней поверхности газопроводов, исследователи рассматривают непосредственно сам трубопровод, не учитывая при этом внешние факторы и особенности эксплуатации [1,2,3]. Но практика показывает, что именно внешние факторы определяют скорость и характер коррозионного разрушения.

Грунт является капиллярно-пористым телом – системой состоящей из минерального скелета, грунтового электролита (вода с растворенным в ней веществом в форме коллоидов, молекул и ионов), газообразной фазы (воздух, пар, азот, кислород). По сложности своего состава и строения грунт не уступает металлу трубы, а по способности реагировать не внешние воздействия намного его превосходит.

Известно, что коррозия подземных трубопроводов является почвенной коррозией и происходит по электрохимическому механизму преимущественно с катодным контролем. Процесс тормозится при ограниченном доступе воды и кислорода, т.е. от количества влаги, содержащейся в грунте, зависит его омическое сопротивление, сила тока коррозии, а, следовательно, и скорость коррозионных процессов.

Можно сделать вывод, что скорость развития коррозионных процессов (коррозионное растрескивание под напряжением (КРН), общая коррозия, усиленная воздействием механических напряжений, биокоррозия) зависит от типа и состояния грунта, рельефа местности, гидрологической обстановки в районе прохождения трассы, химического состава грунтового электролита, наличия водотока, степени аэрации, от климатических, погодных условий и т.д.

Не смотря на относительно невысокие температуры эксплуатации, редко превышающие 40ºС магистральный газопровод большого диаметра является мощным источником тепла. Кроме того магистральные газопроводы эксплуатируются в неизотермических нестационарных режимах. С одной стороны, в течение года меняется температура окружающей среды, с другой стороны изменяется температура газа по технологическим причинам. Поэтому при температурном воздействии газопровода в прилегающем к нему грунте формируются неравновесные термодинамические процессы тепломассопереноса, электрохимические, биологические и т.д. характеризующиеся нестабильностью и сложные в своем взаимодействии.

Таким образом, коррозионное разрушение металла подземных газопроводов - это результат развития сложнейших процессов, имеющих общую термодинамическую основу, в системе «газовый поток - трубопровод - коррозирующий слой – грунт – воздушная среда». Следовательно, процесс коррозии необходимо рассматриваться как синергетическое, согласованное явление, возникающее под действием многочисленных взаимовлияющих факторов. Необходимо определить управляющий фактор, воздействие на который разрушит «резонансное» состояние системы. Такой подход позволит найти способы борьбы с коррозионным растрескиванием под напряжением (КРН), которое является наиболее опасным коррозионным процессом при эксплуатации магистральных газопроводов большого диаметра.

Многолетние исследования теплообмена магистрального газопровода выполненные совместно кафедрой «Гидравлика и гидромашины» УГНТУ и ООО «Баштрансгаз» (Газпром трансгаз Уфа)» [4,5,6,7,8] показали, что неравновесные термодинамические процессы, происходящие при тепловом взаимодействии газопровода с окружающим его грунтом, являются причиной активизации электрохимической и биологической коррозии, в том числе коррозионных процессов протекающих по механизму КРН, температурный фактор является управляющим, который проявляется максимально в температурном интервале 30…40 ºС при импульсном температурном воздействии.

Ранее температурный фактор в исследованиях КРН не принимался к рассмотрению, так как считается доказанным, что стабильная температура практически не влияет на процесс коррозионного растрескивания под напряжением [1,2,3].

На основании проведенных исследований можно заключить, что импульсное изменение температуры стенки трубы, вызывающее синхронное изменение температуры прилегающего грунта и его влажности, интегрально проявляется в дискретном растрескивании металла под напряжением и разрушении внешней поверхности газопровода в направлении максимального развития напряжений.

Такое толкование, не противоречит фундаментальным исследованиям Карла Ф. Отта, отдающего предпочтение биокоррозионной модели развития стресс-коррозии на магистральных газопроводах. Сопоставление результатов исследований выявляет общую картину роста коррозионной трещины, где оба механизма согласованы и дополняют друг друга.

В качестве мер направленных на ограничение процесса КРН может быть предложено следующее:

1. Стабилизировать температурный режим газопровода, исключив суточные колебания газа, т.е. наладить качественное регулирование работы АВО систем охлаждения КС;

2. Выйти за пределы коррозионно-опасного температурного диапазона 30…40 ºС, в котором активизируются все коррозионные процессы, охлаждая газ до температур ниже 30 ºС.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Сергеева, Т.К. Состояние проблемы стресс-коррозии в странах СНГ и зарубежом / Т.К. Сергеева, Е.П. Турковская, Н.П. Михайлов и др. / Газ.Пром-ть. Сер. Защита от коррозии оборудования в газовой промышленности. ОИ – М.: ИРЦ Газпром,1997.- 88 с.

2. Отт, К.Ф. Стресс-коррозия на газопроводах / К.Ф. Отт // ООО «Газпром». Югорск, 2002. -182с.

3. Абдуллин, И.Г. Коррозионно-механическая стойкость нефтегазовых трубопроводных систем. Диагностика и прогнозирование долговечности / И.Г. Абдуллин, А.Г. Гареев, А.В. Мостовой. – Уфа: Гилем, 1997. - 177с.

4. Исмагилов И.Г. Особенности теплового взаимодействия магистрального газопровода большого диаметра с грунтом: автореферат дисс…канд. техн. наук – Уфа, 2010. – 191 с.

5. Гаррис Н.А., Аскаров Г.Р. Причина коррозионной активности грунтов вокруг газопроводов большого диаметра // Материалы Новоселовских чтений: Сб. науч. тр. Вып.2. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2004. – С.167-173.

6. Гаррис Н.А., Аскаров Г.Р. Новый подход к решению проблемы стресс-коррозии на трубопроводах большого диаметра // Нефтегазовое дело, Научно-технический журнал. №2, 2004. – с. 137 – 142.

7. Гаррис Н.А., Асадуллин М.З., Аскаров Г.Р. Формирование микро- и макрокоррозионных элементов на наружней поверхности газопровода // Сооружение, ремонт и диагностика трубопроводов: Сб. научн. тр. / УГНТУ М.: ООО «Недра – Бизнесцентр», 2003. – С.219 -225.

8. Гаррис Н.А., Асадуллин М.З., Аскаров Г.Р. Механизм движения влаги в коррозионно-активной зоне грунта // НТС Транспорт и подземное хранение газа. 2005, № 3. С.23 – 28.