Вплив природних факторів на інтенсивність стрес-корозії трубних сталей в процесі експлуатації газопроводів
DOI:
https://doi.org/10.31471/1993-9868-2025-2(44)-204-213Ключові слова:
магістральний газопровід; стрес-корозія; термін експлуатації; потенціал електрохімзахисту; окрихчення сталі; коерцитивна сила.Анотація
У роботі розглядаються процеси впливу природних і техногенних факторів на інтенсивність аварійних відмов лінійної частини магістральних газопроводів, спричинених корозійним розтріскуванням трубної сталі під дією механічних напружень. Особливу увагу приділено аналізу стрес-корозійних процесів, що виникають під час тривалої експлуатації підземних сталевих трубопроводів у змінних кліматичних та ґрунтових умовах. Дослідження виконані на основі статистичної інформації щодо технічного стану магістральних газопроводів «Братерство», «Союз», «Уренгой–Помари–Ужгород» та «Прогрес». Аналіз отриманих даних дозволив встановити динаміку зміни рівня надійності трубопроводів залежно від терміну служби, конструктивних особливостей, умов прокладання та ефективності роботи систем електрохімічного захисту. Серед основних факторів, що визначають характер і швидкість розвитку стрес-корозійних пошкоджень, розглянуто термін експлуатації газопроводу, величину електричного потенціалу системи катодного захисту, сезонні коливання температури та вологості ґрунтів, а також тип і фізико-хімічний склад ґрунтового середовища. Встановлено, що поєднання підвищених механічних напружень із агресивним середовищем сприяє утворенню і розповсюдженню мікротріщин, які з часом призводять до розвитку глибоких корозійних дефектів і руйнування трубної сталі. На основі проведеного аналізу визначено закономірності впливу перерахованих факторів на інтенсивність аварійних відмов, викликаних корозійним розтріскуванням під напруженням. Отримані результати мають важливе практичне значення для прогнозування довговічності магістральних газопроводів, удосконалення методів технічної діагностики, планування ремонтних заходів та підвищення ефективності систем електрохімічного захисту. Запропонований підхід дозволяє розробити комплекс профілактичних заходів, спрямованих на зниження ризику аварій, оптимізацію режимів експлуатації та підвищення рівня екологічної та техногенної безпеки при транспортуванні природного газу.
Завантаження
Посилання
1. Kryzhanivskyi, Ye. I., & Nykyforchyn, H. M. (2011–2012). Koroziiino-vodneva dehradatsiia naftovykh i hazovykh truboprovodiv ta yii zapobihannia [Corrosion-hydrogen degradation of oil and gas pipelines and its prevention] (Vols. 1–3). IFNTUNG [Ivano-Frankivsk National Technical University of Oil and Gas]. [in Ukrainian]
2. Pro ob’iekty pidvyshchenoi nebezpeky [On high-risk objects]: Zakon Ukrainy vid 18.01.2001 No. 2245-14 [Law of Ukraine No. 2245-14 of 18.01.2001]. Vidomosti Verkhovnoi Rady Ukrainy. 2001. No. 15. st. 73. URL: https: zakon.rada.gov.ua laws show 2245 14#Text [in Ukrainian]
3. Zvirko, O., Tsyrulnyk, O., & Nykyforchyn, H. (2020). Non destructive evaluation of operated pipeline steel state taking into account degradation stage. Procedia Structural Integrity. 26, 219–224. DOI: 10.1016 j.prostr.2020.06.025
4. Nykyforchyn, H., Tsyrulnyk, O., Zvirko, O., & Krechkovska, H. (2019). Non destructive evaluation of brittle fracture resistance of operated gas pipeline steel using electrochemical fracture surface analysis. Engineering Failure Analysis, 104, 617–625. DOI: 10.1016 j.engfailanal.2019.06.037
5. Kovalko, M. P., Hrudz, V. Ya., Mykhalkiv, V. B., et al. (2002). Truboprovidnyi transport hazu [Pipeline transport of gas] (M. P. Kovalko, Ed.). Ahentstvo z ratsionalnoho vykorystannia enerhii ta ekolohii [Agency for Rational Energy Use and Ecology]. [in Ukrainian]
6. Schruff, C., Kalwa, C., & Hillenbrand, H.G. (2017). Application of TMCP material for large diameter pipelines under sour service conditions. OTC Brasil 2017 (pp. 1476–1484). DOI: 10.4043 28082 MS
7. DSTU EN ISO 3183:2017 (ISO 3183:2012, IDT). Naftova ta hazova promyslovist. Trudy stalevi dlia truboprovidnoho transportuvannia system [Petroleum and natural gas industries. Steel pipe for pipeline transportation systems]. Derzhspozhyvstandart Ukrainy [State Consumer Standard of Ukraine]. [in Ukrainian]
8. American Petroleum Institute. (2013). API 5L: Specifications for line pipe (45th ed.). API Publishing.
9. Stasyuk, B. M., Kret, N. V., Zvirko, O. I., et al. (2019). Analysis of the Stressed State of a Pipe of Gas Pipeline with Hydrogen Induced Macrodefect. Materials Science, 55(1), 124–129. DOI: 10.1007 s11003 019 00259 2
10. Zvirko, O., Gabetta, G., Tsyrulnyk, O., & Kret, N. (2019). Assessment of in service degradation of gas pipeline steel taking into account susceptibility to stress corrosion cracking. Procedia Structural Integrity, 16, 121–125. DOI: 10.1016 j.prostr.2019.07.030
11. Rozrakhunky na mitsnist diiuchykh mahistralnykh truboprovodiv z defektamy [Strength calculations of operating main pipelines with defects]: VBN V.2.3-00018201.04-2000. Derzhnaftohazprom. [in Ukrainian]
12. Nyrkova, L. I., Havrylishyna, O. V., & Borysenko, Yu. V. (2018). Elektrokhimichni ta koroziino mekhanichni vlastyvosti trubnoi stali riznoi katehorii mitsnosti v modelnomu hruntovomu elektroliti [Electrochemical and corrosion-mechanical properties of pipe steel of various strength categories in a model soil electrolyte]. Visnyk KNUTD, 5(126), 99–105. DOI: 10.30857 1813 6796.2018.5.11 [in Ukrainian]
##submission.downloads##
Опубліковано
Як цитувати
Номер
Розділ
Ліцензія
Авторське право (c) 2025 Нафтогазова енергетика
TЦя робота ліцензується відповідно до Creative Commons Attribution-ShareAlike 4.0 International License.
.png)
1.png){kind=logo}
