Коррозионное растрескивание под напряжением трубных сталей: влияние состава среды и возможности ингибирования

В статье исследовано коррозионное растрескивание под напряжением (КРН) трубной стали класса прочности Х70 в условиях, моделирующих подземную эксплуатацию магистральных газопроводов. Коррозионно-механические испытания проведены на образцах, вырезанных из труб методом циклического четырёхточечного изгиба (максимальные напряжения близки к пределу текучести), в электролитах с различной наводороживающей способностью. В качестве модельной около нейтральной среды применяли раствор NS4, имитирующий электролит под отслоившимся изоляционным покрытием, и цитратный буфер с pH 5,5. Степень наводороживания усиливали добавкой промотора наводороживания (тиомочевины) и варьированием потенциала. Показано, что микротрещины зарождаются на дне концентраторов напряжений (питтингов) и затем выходят на основную поверхность, формируя узкие трещины с большим аспектным отношением. Коррозионная среда сокращает инкубационный период трещинообразования примерно вдвое по сравнению с воздухом, при этом время зарождения трещины определяется размером и формой концентратора: естественные питтинги диаметром порядка сотен микрометров способствуют возникновению трещины за 24÷28 суток, тогда как искусственно сделанные отверстия 0,6–1 мм инициируют трещины за 5÷7 суток. На основе измерений проницаемости водорода (электрохимическая десорбция) оценены диапазоны концентраций водорода в приповерхностном слое, при которых влияние водорода на инициирование КРН становится заметным. При умеренном наводороживании зарождение трещин почти не ускоряется, тогда как при повышенной концентрации водорода в стали инкубационный период зарождения трещины резко сокращается. Отдельно изучены возможности ингибирования КРН кремнийорганическими (органосилановыми) пленками, сформированными на поверхности трубной стали при её модификации растворами композиций на основе органосиланов (винил- и аминосиланы) растворами смесей: органосилан+ органический ингибитор коррозии (1,2,3-бензотриазол (БТА), катамин АБ). Показано максимальное увеличение времени до зарождения (инкубационного периода) трещины, снижение скорости её роста достигается при использовании наиболее эффективной композиции винилсилан+ бензотриазол. Для незащищённой стали трещина от отверстия 1 мм появлялась через 5 суток, тогда как в присутствии поверхностного слоя [ВС+ БТА] – через 36 суток, снижая, кроме этого скорость роста трещины на начальном этапе её развития. Результаты могут быть полезны для повышения надёжности подземных трубопроводов и совершенствования наземных методов коррозионной диагностики подземных сооружений.

1. R. Amaya–Gómez, M. Sánchez–Silva, E. Bastidas–Arteaga, F. Schoefs and F. Muñoz, Reliability Assessments of Corroded Pipelines Based on Internal Pressure. – A Review, Eng. Failure Anal., 2019, 98, 190–214. doi: 10.1016/j.engfailanal.2019.01.064

2. L. Manservigi, H. Bahlawan, E. Losi, M. Morini, P. Ruggero Spina and M. Venturini, A Diagnostic Approach for Fault Detection and Identification in District Heating Networks, Energy, 2022, 251, 123988. doi: 10.1016/j.energy.2022.123988

3. Production and transport of oil and gas, A.P. Szilas. Ed., Amsterdam – Oxford–New York, Elsevier Scientific Publishing Company, 1975, 353 р.

4. ВСН 004–88, Внедомственные строительные нормы. Строительство магистральных трубопроводов. Технология и организация. М.: 1989, Миннефтегазстрой, 46 с.

5. R. Xiao, T. Zayed, M.A. Meguid and L. Sushama, Predicting Failure Pressure of Corroded Gas Pipelines: a Data–Driven Approach Using Machine Learning, Process Saf. Environ. Prot., 2024, 184, 1424–1441. doi: 10.1016/j.psep.2024.02.051

6. В.И. Сафрончик, Защита подземных трубопроводов антикоррозионными покрытиями, Л.: Стройиздат, 1977, 119 c.

7. N. Gaurina–Medimurec, K. Novak, M.K. Simon and F. Djerdji, Accidents in Oil and Gas Pipeline Transportation Systems, Energies, 2025, 18, 4056. doi: 10.3390/en18154056

8. B. Hou, The Cost of Corrosion in China, Beijing, China, Springer Nature Singapore Pte Ltd, 2019, 941 p. doi: 10.1007/978-981-32-9354-0

9. S. Bohm, Graphene against corrosion, Nature Nanotechnology, 2014, 9, 741–742. doi: 10.1038/nnano.2014.220

10. H. Kania, Corrosion and Anticorrosion of Alloys/Metals: The Important Global Issue, Coatings, 2023, 13, no. 2, 216. doi: 10.3390/coatings13020216

11. J.A. Vogelsang, Anticorrosive pigments in organic coatings. in Self–healing properties of New surface treatments, L. Fedrizzi, W. Furbeth and F. Montemor Eds., UK, Maney Publishing Leeds, 2011, 319 p.

12. Transportation Safety Board of Canada (TSB). TSB releases report into 2024 natural gas pipeline rupture near Edson, Alberta, News release, 9 Oct 2025. URL: https://www.tsb.gc.ca/eng/medias-media/communiques/pipeline/2025/p24h0018-20251009.html

13. T. Prosek, P. Keil and K. Popova, Corrosion Protection and Sustainability: Why Are the Two Concepts Inherently Intertwined, Corros. Mater. Degrad., 2025, 6, no. 3, 38. doi: 10.3390/cmd603003838

14. Y. Frank Cheng, Stress Corrosion Cracking of Pipelines, A John Wiley & Sons, Inc., New Jersey, Hoboken, 2013, 288 p. doi: 10.1002/9781118537022

15. Stress corrosion cracking. Theory and practice, V.S. Raja and Tetsuo Shoji. Eds., Oxford–Cambridge–Philadelphia, Woodhead Publishing Limited, 2011,792 p.

16. Годовой отчет о деятельности федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору в 2024 году, Москва: Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору РФ, 2025, 152 c.

17. J. Beavers and T.A. Bubenik. Stress corrosion cracking, in Trends in Oil and Gas Corrosion Research and Technologies. Production and Transmission. Ed. by A.M. El–Sherik, Woodhead Publishing–Elsevier Ltd., 2017, 295–314.

18. Su–Il. Pyun, C. Lim and R.A. Oriani, The role of hydrogen in the pitting of passivating films on pure iron, Corros. Sci., 1992, 33, 437–444. doi: 10.1016/0010-938X(92)90072-B

19. Y. Yuan, L. Liang, C. Wang and Y. Zhu, Study of the Effects of Hydrogen on the Pitting Processes of X70 Carbon Steel with SECM, Electrochem. Commun., 2010, 12, 1804.

20. B. Yuan, R. Liu, S. Zhao, L. Li and C. Wang, SECM Investigation of the Effects of Hydrogen on the Pitting Processes of X70 Carbon Steel in Simulated Soil Solution, Int. J. Electrochem. Sci., 2018, 13, 3396–3406. doi: 10.20964/2018.04.36

21. J.G. Yu, C.S. Zhang, J.L. Luo, and P.R Norton, Investigation of the Effect of Hydrogen on the Passive Film on Iron by Surface Analysis Techniques, J. Electrochem. Soc., 2003, 150, B68–B75. doi: 10.1149/1.1538226

22. L. Xiang, J. Pan and S. Chen, Analysis on the Stress Corrosion Crack Inception Based on Pit Shape and Size of the FV520B Tensile Specimen, Results Phys., 2018, 9, 463–470. doi: 10.1016/j.rinp.2018.03.005

23. A. Turnbull, L. Wright and L. Crocker, New Insight into the Pit–to–Crack Transition from Finite Element Analysis of the Stress and Strain Distribution Around a Corrosion Pit, Cor. Sci., 2010, 52, no. 4, 1492–1498. doi: 10.1016/j.corsci.2009.12.004

24. B.Y. Fang, R.L. Eadie, W.X. Chen and M. Elboujdaini, Pit to Crack Transition in X–52 Pipeline Steel in Near Neutral pH Environment: Part 1 – Formation of Blunt Cracks From Pits under Cyclic Loading, Cor. Eng., Sci. Technol., 2010, 45, 302–312. doi: 10.1179/147842208X386304

25. D.A. Horner, B.J. Connolly, S. Zhou, L. Crocker and A. Turnbull, Novel Images of the Evolution of Stress Corrosion Cracks from Corrosion Pits, Corros. Sci., 2011, 53, no. 11, 3466–3485. doi: 10.1016/j.corsci.2011.05.050

26. H. Shirazi, S. Wang, R. Eadie and W. Chen, Pipeline Circumferential Cracking in Near–Neutral pH Environment Under the Influence of Residual Stress: Dormancy and Crack Initiation, Metall. Mater. Trans. A, 2024, 55, no. 20, 3640–3661. doi: 10.1007/s11661-024-07500-x

27. W.X. Chen, R. Kania, R. Worthingham and G.V. Boven, Transgranular Crack Growth in the Pipeline Steels Exposed To Near–Neutral pH Soil Aqueous Solutions: the Role of Hydrogen, Acta Mater., 2009, 57, no. 20, 6200–6214. doi: 10.1016/j.actamat.2009.08.047

28. B. Arkles, Silane Coupling Agents: Connecting Across Boundaries. 3rd Edition, 2014, Morrisville, PA., Gelest, Inc., 76 p.

29. M.A. Petrunin, N.A. Gladkikh, M.A. Maleeva, L.B. Maksaeva and T.A. Yurasova, The Use of Organosilanes to Inhibit Metal Corrosion. A Review, Int. J. Corros. Scale Inhib., 2019, 8, no. 4, 882–907. doi: 10.17675/2305-6894-2019-8-4-6

30. В.В. Меньшиков, А.А. Калинкина, Д.В. Мазурова, Е.Ф. Акимова и Т.А. Ваграмян, Применение водных растворов силанов для подготовки поверхности металла перед нанесением лакокрасочных покрытий (обзор), Коррозия: материалы, защита, 2010, № 4, 30–37.

31. ГОСТ 9.901.2–89, ЕСЗКС, Металлы и сплавы. Испытания на коррозионное растрескивание образцов в виде изогнутого бруса.

32. International standard ISO 7539–2:1989, Corrosion of Metals and Alloys — Stress Corrosion Testing — Part 2: Preparation and Use of Bent–Beam Specimens, 1989, SO Intl., Switzerland, 9 p.

33. ASTM G 39. 99 (Reapproved 2016), Standard Practice for Preparation and Use of Bent–Beam Stress–Corrosion Test Specimens, West Conshohocken, PA., U.S.A. ASTM International, 8 p.

34. ГОСТ Р 9.917–2024. ЕСЗКС, Соединения сварные. Методы испытаний на коррозионное растрескивание.

35. L. Yohai, M. Vázquez and M.B. Valcarce, Phosphate Ions as Corrosion Inhibitors for Reinforcement Steel in Chloride–Rich Environments, Electrochim. Acta, 2013, 102, 88–96. doi: 10.1016/j.electacta.2013.03.180

36. R.N. Parkins, W.K. Blanchard Jr. and B.S. Delanty, Transgranular Stress Corrosion Cracking of High–Pressure Pipelines in Contact with Solutions of Near Neutral pH, Corrosion, 1994, 50, no. 5, 394–408. doi: 10.5006/3614

37. M.A.V. Devanathan and Z. Stachurski, The Mechanism of Hydrogen Evolution on Iron in Acid Solutions by Determination of Permeation Rates, J. Electrochem. Soc., 1964, 111, no. 5, 619–623. doi: 10.1149/1.2426195

38. А.И. Маршаков, А.А. Рыбкина и Я.Б. Скуратник, Влияние абсорбированного водорода на растворение железа, Электрохимия, 2000, 36, № 10, 1245–1252.

39. Ya.G. Avdeev, T.A. Nenasheva, A.Yu. Luchkin, A.I. Marshakov and Yu.I. Kuznetsov, Effect of Quaternary Ammonium Salts and 1,2,4–Triazole Derivatives on Hydrogen Absorption by Mild Steel in Hydrochloric Acid Solution, Materials, 2022, 15, no. 19, 6989. doi: 10.3390/ma15196989

40. D. Sun, M. Wu, F. Xie and K. Gong, Hydrogen Permeation Behavior of X70 Pipeline Steel Simultaneously Affected by Tensile Stress and Sulfate–Reducing Bacteria, Int. J. Hydrogen Energy, 2019, 44, 24065–24074. doi: 10.1016/j.ijhydene.2019.07.111

41. M.A. Mohtadi–Bonab, J.A. Szpunar and S.S. Razavi–Tousi, A Comparative Study of Hydrogen Induced Cracking Behavior in API 5L X60 and X70 Pipeline Steels, Eng. Failure Anal., 2013, 33, 163–175. doi: 10.1016/j.engfailanal.2013.04.028

42. E.P. Plueddemann, Bonding Through Coupling Agents. in Molecular Characterization of Composite Interface,. H. Ishida and G. Kumar Eds., New York, Springer Science+Business Media, 1985, 13–23. doi: 10.1007/978-1-4899-2251-9_2

43. A.A. Chirkunov, A.M. Semiletov, Yu.I. Kuznetsov and N.P. Andreeva, Passivation of Steel with Aqueous Solutions of Trialkoxysilanes, Prot. Met. Phys. Chem. Surf., 2015, 51, no. 7, 1154–1159. doi: 10.1134/S2070205115070059

44. V.N. Dorofeeva, A.I. Shcherbakov, I.G. Korosteleva, I.V. Kasatkina, L.P. Kornienko and V.E. Kasatkin, Pitting Corrosion of AISI 420 Stainless Steel in Detergent–Disinfectant Solutions Based on Catamine AB. Inhibiting Effect of Sulfate Ions, Int. J. Corros. Scale Inhib., 2022, 11, no. 2, 659–665. doi: 10.17675/2305-6894-2022-11-2-14

45. Yu.I. Kuznetsov, Triazoles as a Class of Multifunctional Corrosion Inhibitors. A Review. Part I. 1,2,3–Benzotriazole and its Derivatives. Copper, Zinc and their Alloys, Int. J. Corros. Scale Inhib., 2018, 7, no. 3, 271–307. doi: 10.17675/2305-6894-2018-7-3-1