Оцінка характеристик матеріалів нафтогазопроводів при внутрішньотрубній корозії

Размещено на http://www.allbest.ru/

АВТОРЕФЕРАТ

дисертації на здобуття наукового ступеня кандидата технічних наук

Оцінка характеристик матеріалів нафтогазопроводів при внутрішньотрубній корозії

Івано-Франківськ - 2005

Загальна характеристика роботи

Актуальність теми. Технічна діагностика відповідальних конструкцій, що експлуатуються в умовах сумісної дії силових навантажень та корозійно-агресивних середовищ є актуальною науково-технічною проблемою, зокрема для визначення ресурсу об'єктів тривалої експлуатації. Трубопроводи, що застосовуються для видобутку і транспортування нафти і газу, постійно контактують з корозійно-агресивними продуктами, які зумовлюють інтенсивну внутрішню корозію, а їхнє руйнування супроводжується великими матеріальними збитками і важкими екологічними наслідками.

Численними дослідженнями доведено, що процеси руйнування конструкцій під впливом сумісної дії механічних навантажень і корозійних робочих середовищ обумовлені рядом фізико-хімічних локалізованих процесів утворення та розвитку в матеріалі тріщиноподібних дефектів. При цьому поряд з місцями підвищеної концентрації напружень (отвори, вирізки, щілини та інші технологічні та конструктивні концентратори напружень), ці процеси часто виникають і на гладких деформованих поверхнях, що зумовлено гетерогенністю їх фізико-хімічного стану. Це підтверджено, зокрема, останніми статистичними даними, а саме: майже 80% усіх відмов нафтогазопроводів зумовлено первинними корозійно-механічними пошкодженнями та утворенням і подальшим розвитком поверхневих тріщиноподібних дефектів в місцях корозійних каверн і зварних з'єднань.

Таким чином, виникає гостра потреба в розробці ефективних методів оцінки цих явищ і адекватних розрахункових схем для інженерної практики. На сьогодні такі методи розвинуті в літературі недостатньо, особливо в плані врахування специфіки взаємодії робочого середовища з приповерхневими деформованими шарами матеріалу. У зв'язку з цим, визначення характеристик і критеріїв оцінки технічного стану нафтогазопроводів і взаємозв'язку з параметрами фізико-механічного стану їх матеріалу та механізмами дії робочого середовища є актуальною науковою та прикладною задачею.

Зв'язок роботи з науковими програмами, планами, темами. Робота виконувалась в рамках Національної програми «Нафта і газ України до 2010 року», теми №326/02 УМГ «Прикарпаттрансгаз» 2002-2004.р.р. «Контроль працездатності підземного газосховища та магістральних газопроводів в складних гірських умовах».

Мета і задачі дослідження. Метою дисертаційної роботи є підвищення надійності нафтогазопроводів на основі розробки та вдосконалення методів оцінки характеристик матеріалів трубопроводів при внутрішньотрубних корозійно-механічних пошкодженнях.

Ця мета досягається шляхом розв'язання таких задач.

Визначити залежності швидкості корозії трубної сталі від дії сірководневого середовища, а також низькомолекулярних карбонових кислот індивідуально та спільно з вуглекислотою при різних експлуатаційних умовах.

Встановити і обґрунтувати базові параметри досліджуваних процесів, зокрема характеристичні значення концентрації сірководню та карбонових кислот, з досягненням яких відбувається суттєве зростання швидкості корозії поверхні труб для даних систем «матеріал - середовище».

Дослідити визначальні причини корозійних пошкоджень внутрішньої поверхні трубопроводів і міри окрихчення сталі в середовищах, що містять агресивні компоненти.

Вивчити залежність електрохімічної гетерогенності зварних з'єднань трубопроводів від їх термічної обробки.

Вибрати раціональні режими термічної обробки зварних з'єднань з урахуванням їх корозійно-механічних властивостей.

Розробити методику оцінки тріщиностійкості трубопроводів за критичними коефіцієнтами інтенсивності напружень К_1С шляхом інших механічних випробувань.

Оцінити сумарний вплив перевантажень магістральних нафтогазопроводів і наводнювання на опір поширенню тріщин трубної сталі 17Г1С.

Об'єкт дослідження: процес внутрішньотрубної корозії нафтогазопроводів.

Предмет дослідження: вплив експлуатаційних чинників на інтенсивність корозії та розробка і вдосконалення методів оцінки характеристик матеріалів трубопроводів при їх корозійно-механічних пошкодженнях.

Методи дослідження. Постановка задач обумовила широке застосування експериментальних досліджень з використанням сучасних методів і засобів для механічних, електрохімічних випробувань і електроннофрактографічних досліджень з дотриманням стандартних методик. Оцінка тріщиностійкості трубної сталі 17Г1С базується на основних положеннях лінійної механіки руйнування. При розробці методики визначення величини К_1С за результатами випробувань на розтяг використовували положення аналітичної геометрії. Експериментальні дослідження проводились з використанням методів математичної статистики та планування експерименту. Основні висновки роботи узгоджуються з відомими даними теоретичних і експериментальних досліджень.

Наукова новизна одержаних результатів. Вивчені природа і механізм корозії трубної сталі 17Г1С під впливом сірководню, а також вуглекислого газу та низькомолекулярних карбонових кислот в широкому діапазоні зміни температур, тисків і концентрації агресивних компонентів, що дозволило по-новому оцінити вплив останніх на її кінетику.

Вперше отримані статистичні моделі, які дозволяють чисельно визначити міру дії парціального тиску вуглекислого газу та концентрації карбонових кислот на корозійну проникність трубопроводів.

Введено та обґрунтовано новий параметр - характеристичне значення концентрації агресивних компонентів С^S, з досягненням якого різко зростає швидкість корозії сталі 17Г1С.

Дістали подальший розвиток знання про вплив сірководню на корозійно-механічні властивості зварних з'єднань трубопроводів з урахуванням їх термообробки.

Вперше запропонований кореляційний зв'язок параметра К_1С з границями міцності ?_В та течіння ?_Т трубної сталі 17Г1С.

Вперше встановлений суттєвий спад тріщиностійкості трубної сталі 17Г1С внаслідок сумарної дії перевантажень трубопроводів і наводнювання.

Практичне значення одержаних результатів полягає в розробці інженерної оцінки швидкості корозійного руйнування нафтогазопроводів, що враховує як механічні, так і фізико-хімічні параметри взаємодії деформованого металу з робочим середовищем. Запропоновані статистичні моделі дозволяють з достатньою для інженерної практики точністю ±5% чисельно визначати міру дії парціального тиску вуглекислого газу та концентрації карбонових кислот на корозійну проникність трубної сталі для відповідних температурних умов. Показана доцільність при діагностуванні трубопроводів враховувати їх окрихчення, яке є наслідком експлуатаційного старіння (деградації) сталі.

Для зварних з'єднань трубопроводів, які працюють в сірководневому середовищі, запропоновані оптимальні режими термообробки з метою одержання найвищих показників корозійно-механічної міцності.

Розроблена і запропонована для інженерної практики методика визначення величини К_1С за результатами випробувань на розтяг.

Показана доцільність застосування кінетичних діаграм втомного руйнування для оцінки експлуатаційного окрихчення трубних сталей, пов'язаного з підростанням тріщини та впливом робочого середовища.

Результати роботи були використані в УМГ «Прикарпаттрансгаз» для експертного аналізу причин експлуатаційного руйнування трубопроводів з метою встановлення механізму корозійно-механічних пошкоджень і вироблення рекомендацій щодо їх профілактики.

Особистий внесок здобувача. Основні результати та положення, які становлять суть дисертації, отримані автором самостійно. Зокрема, вивчений вплив сірководню, а також вуглекислого газу та низькомолекулярних карбонових кислот в широкому діапазоні зміни температур, тисків і концентрації агресивних компонентів на характер корозії трубної сталі 17Г1С [5, 7, 8]; запропоновані раціональні режими термообробки зварних з'єднань трубопроводів і вивчені їх корозійно-механічні властивості [4, 9]; досліджена статична [1, 2, 3, 6, 8,] та циклічна [3, 6, 8,] тріщиностійкість сталі 17Г1С а також вплив на неї робочих середовищ [3, 6, 8]; на основі вивчення характеру крихко-в'язкого переходу сталі 17Г1С запропонована методика визначення величини К_1С за результатами випробувань на розтяг [2]; сформульовані основні причини низької втомної міцності трубопроводів [3, 4, 8].

Постановка задач, аналіз і трактування результатів проведено спільно з науковим керівником. Автор брав безпосередню участь у впровадженні розробок у виробництво.

Апробація результатів дисертації. Основні результати роботи доповідалися і обговорювалися на науково-технічних конференціях професорсько-викладацького складу національного технічного університету нафти і газу (Івано-Франківськ, ІФНТУНГ, 1999-2004 р.р.); шостому міжнародному симпозіумі українських інженерів-механіків (м. Львів, 2003 р.); другій всеукраїнській науково-технічній конференції молодих вчених і спеціалістів «Зварювання та суміжні технології» (м. Київ, 2003 р.); міжнародній конференції Карпатського регіону (м. Бая-Маре, Румунія, 2003-2004 р.р.).

Публікації. За матеріалами дисертаційної роботи опубліковано 9 наукових праць, з них - 7 статей у фахових виданнях України, дві - матеріали конференцій (одна з них - у Румунії).

Структура і обсяг дисертації.

Дисертація складається з вступу, п'яти розділів, загальних висновків, списку використаних літературних джерел, який містить 143 найменування, і 1 додатка. Текстова частина викладена на 129 сторінках комп'ютерного набору і містить 33 рисунки і 7 таблиць.

кислота корозія карбоновий вуглекислота

Основний зміст роботи

У вступі обґрунтовано актуальність теми досліджень, показаний зв'язок роботи з науковими програмами, сформульовані мета й задачі досліджень і описані методи дослідження. Висвітлені наукова новизна та практичне значення отриманих результатів, визначено особистий внесок здобувача у публікаціях і рівень апробації дисертації й описана структура роботи.

У першому розділі проаналізовано причини корозійно-механічних пошкоджень нафтогазопроводів. Наявність дефектів у процесі експлуатації може призвести до передчасного руйнування трубопроводу. Однією з причин виникнення їх у металі труб і зварних з'єднаннях є корозія. Практика показує, що термін експлуатації трубопроводів у значній мірі визначається корозійною тривкістю та тріщиностійкістю трубних сталей і їхніх зварних з'єднань. Тому ці питання були предметом досліджень багатьох вчених: Айбіндера О.Б., Андрейківа О.Є., Березіна В.Л., Білобрана Б.С., Бородавкіна П.П., Грудза В.Я, Капцова І.І., Кир'яна В.І., Красовського А.Я., Крижанівського Є.І., Кичми А.О., Лобанова Л.М., Недосєки А.Я., Никифорчина Г.М., Ориняка І.В., Осадчука В.А., Перуна Й.В., Полякова С.Г., Чернова В.Ю., Шлапака Л.С. та інших.

Проте й зараз у місцях із дефектами та у зварних з'єднаннях сумарна доля всіх відмов магістральних трубопроводів складає до 80%. Це пов'язано, в першу чергу, з відсутністю належного контролю за їх дефектністю. Ця проблема особливо актуальна при внутрішньотрубній корозії, оскільки методи її діагностування дуже дорогі і виконуються періодично через великі проміжки часу. Проблема ускладнюється тим, що при експлуатації трубопроводів, навіть коли нормативні експлуатаційні напруження не перевищені, дефекти в стінці труби розвиваються і, досягнувши критичних розмірів, можуть викликати аварійні ситуації. Враховуючи це, у вітчизняній та зарубіжній практиці набули поширення методи оцінки матеріалу трубопроводів з позиції механіки руйнування.

Наведено основні визначення та положення механіки руйнування матеріалів у корозійних середовищах, оскільки останнє також створює негативний вплив на тріщиностійкість матеріалу труби. Особливо небезпечним в цьому плані є водневе окрихчення. Під час експлуатації конструкцій, що працюють на втому, у водневмісних середовищах їх загальна довговічність значно знижується внаслідок шкідливого впливу наявного в зовнішньому середовищі водню, який, потрапляючи у внутрішній об'єм металу, полегшує зародження та поширення у ньому втомних тріщин. Тому проблема міцності наводнених магістральних трубопроводів під час дії змінних навантажень є однією із найбільш актуальних.

Зроблено критичний аналіз сучасного стану проблеми оцінки технічного стану нафтогазопроводів при внутрішньотрубній корозії, на основі якого сформульовано мету та задачі роботи.

Другий розділ присвячено методології дослідження.

Відповідно до викладеної постановки задач дослідження в роботі вивчалися закономірності корозійно-механічних руйнувань нафтогазопроводів. Тому в експериментах використовувались зразки, вирізані з труби діаметром 1020 мм (товщина стінки 12 мм). Сталь знаходилась у нормалізованому стані, що відповідало заводському технологічному процесу виготовлення труб. Оскільки для їх виготовлення останнім часом широке застосування має сталь 17Г1С, то ця марка була прийнята основною в дослідженнях. В основному використовувались зразки, вирізані з нових труб. При вивченні впливу експлуатаційного окрихчення (деградації) матеріалу на його корозійно - механічні властивості використовували зразки з труб, які пропрацювали 29 років.

Корозійні випробування проводили на дискових зразках діаметром 20 мм і товщиною 1 мм. Для встановлення впливу різних факторів на корозію трубопроводів і їх взаємозв'язків дослідження проводились у автоклавній установці, де моделювались умови експлуатації магістральних трубопроводів (тиск, температура, співвідношення компонентів). В процесі експерименту здійснювали контроль за величиною температури з допомогою термопари хром-алюміній, а величину тиску контролювали манометром. Швидкість корозії визначали ваговим методом.

Наведена установка та методика мікроелектрохімічних досліджень металевих зразків при різних видах навантажень. Криві холодноламкості будували за результатами серіальних випробувань стандартних зразків Менаже та зразків з наперед нанесеною втомною тріщиною. Короткочасні статичні випробування на розтяг проводили на машині УМ-5А (швидкість деформації 0,6 мм/хв).

Випробування на циклічну тріщиностійкість проводили на призматичних зразках у вигляді балки з одностороннім бічним надрізом при віднульовому циклі навантаження. Частота циклічного навантаження становила f=10 Гц.

Оцінку в'язкості руйнування сталей проводили на балочних зразках з односторонньою тріщиною (чотириточковий згин).

Наводнювали зразки з крайовим концентратором напружень і виведеною з нього втомною тріщиною. Використовували електролітичний спосіб наводнювання шляхом його катодної поляризації. Специфіка наводнювання залежала від виду механічних випробувань.

Для контрольних оцінок якості структури зразки після термообробки підлягали систематичному контролю за твердістю та мікростуктурному аналізу. Електронно-фрактографічний аналіз зламів зразків проводили на мікроскопі УЭМ-100.

У третьому розділі вивчено вплив експлуатаційних чинників на корозійну тривкість трубної сталі 17Г1С. Показано, що найбільшу небезпеку для внутрішньотрубної корозії несе наявність сірководневих домішок в природному газі.

Підвищення температури сірководневих газів до 350К призводить до різкого росту інтенсивності корозії сталі 17Г1С при робочому тиску 0,1МПа (рис. 1). В інтервалі температур 280…313К проявляється лінійна залежність, де зростання швидкості корозії найбільш інтенсивне. Так, при підвищенні температури агресивного середовища від 293К до 313К швидкість корозії зросла в 3,2 рази. Максимального значення корозійна проникність досягає при температурі близько 350К. При подальшому підвищенні температури швидкість корозії суттєво зменшується, що пояснюється швидким висиханням поверхні металу.

Збільшення тиску сірководневих газів також сприяє росту швидкості корозії. Найбільш інтенсивно вона зростає при підвищенні тиску до 0,5МПа. Встановлено, що характер цих залежностей досить складний. Перш за все, він залежить також і від температури корозійного середовища. Так, при кімнатній температурі 293К ріст тиску приводить до несуттєвого зростання корозійної проникності сталі. Якщо при зростанні тиску з 2 МПа до 3 МПа проникність корозії збільшується в 1,2 раза, то подальший ріст тиску практично не змінює швидкість корозії. Найбільш інтенсивно корозійні процеси протікають при тисках більше 0,5 МПа і підвищених температурах (313К…353К).

Іншою важливою причиною внутрішньотрубної корозії є присутність в продукції газових і газоконденсатних родовищ вуглекислого газу та низько-молекулярних карбонових кислот.

Встановлено, що розвиток корозійного процесу починається, коли вміст карбонових кислот у водній фазі досягає свого певного критичного значення за відповідних експлуатаційних умов. Як приклад, на рис. 3б показано, що розвиток корозійного процесу сталі 17Г1С починається, коли вміст оцтової кислоти у водній фазі досягає 20 мг/л при температурі 313К. При 353К інтенсифікація процесу протікає при меншій концентрації оцтової кислоти - 15 мг/л.

З наведених на рис. 3 даних видно, що існують певні характеристичні значення концентрації сірководню () та оцтової кислоти (), які відповідають різкому зростанню проникності корозії сталі 17Г1С. Нижче величин параметр П практично не змінюється. Є всі підстави стверджувати, що критерій - це характеристика системи «матеріал-середовище», яка має тенденції змінюватись залежно від концентрації агресивних домішок, температури та тиску корозійного середовища.

Аналіз результатів досліджень, проведених з низькими значеннями концентрації іонів йоду і брому (1…10 мг/л), величини яких відповідають їх вмісту в конденсованих водах, показав, що за відсутності кисню в розглянутому агресивному середовищі вказані іони активізують корозійний процес в незначній мірі (на 3…4%), величиною якої можна практично знехтувати.

Визначено вплив карбонових кислот з концентрацією 250 мг/л на корозію сталі в середовищі високомінералізованої води (Cl^- = 79 г./л) при температурах 313…393К і тиску СО₂ 0,7 МПа.

Встановлено, що абсолютна величина корозії при спільному впливі іонів хлору і органічних кислот значно вища, ніж у випадку впливу одного компонента (іонів хлору). Найбільш інтенсивний розвиток корозії спостерігався в температурному інтервалі 353…373К. Вище і нижче вказаних границь корозійний процес заповільнюється.

Показано, що в діапазоні температур 288…353 К вуглекислотна корозія сталі 17Г1С в значній мірі визначається дією мурашиної, оцтової, пропіонової та масляної кислот, що містяться у водному конденсаті, причому найбільш агресивною є мурашина кислота.

В результаті вивчення спільного впливу органічних кислот і вуглекислоти на корозію сталі 17Г1С встановлено, що процес протікає за нелінійним законом, виражаючи чіткий взаємозв'язок між швидкістю корозії, вмістом карбонових кислот, температурою випробувань і парціальним тиском СО₂. Так, в умовах парціального тиску СО₂ в межах 0,1…0,7 МПа і температури 353 К швидкість вуглекислої корозії інтенсивно зростає в 1,6 раза від добавки мурашиної кислоти з концентрацією 100 мг/л. Ріст температур випробувань призводить до зростання швидкості корозії, досягаючи максимуму при 353 К.

Підвищення концентрації карбонових кислот в розчині до ~500 мг/л при 313 К, 333 К і 353 К приводить до зниження темпу росту швидкості корозії та її стабілізації. Для 288 К і 303 К ця ж тенденція проявляється при 200…250 мг/л.

З метою встановлення залежності між агресивними компонентами та швидкістю корозії (П) для різних температурних умов отримані статистичні моделі. В основу статистичного моделювання корозійного процесу покладений багатофакторний регресійний аналіз, результатом якого є отримання емпіричних формул, що відображають ступінь взаємозв'язків і вплив окремих факторів (х) на результативну ознаку - швидкість корозії (П).

Наприклад, для Т=313К ця модель має вигляд:

Проведені порівняння розрахункових величин проникності корозії з отриманими експериментально показують на задовільну збіжність (±5%) фактичних і розрахункових результатів.

Аналіз результатів експериментальних досліджень з визначення міри окрихчення сталі в умовах, аналогічних промисловим, показав, що при дії оцтової кислоти, взятої в межах від 100 мг/л до 300 мг/л і парціального тиску СО₂ в межах 0,1…1,1 МПа при температурах до 393 К міцнісні характеристики сталі 17Г1С не погіршувались. Проте відносне видовження () зразків зменшилося з 26% до 24% (на ~ 7%), а відносне звуження () з 55% до 43% (майже 22%). Отже, відносне звуження показало себе найбільш чутливою характеристикою до окрихчуючої дії корозійного середовища.

В роботах, виконаних під керівництвом доктора технічних наук, професора Никифорчина Г.М. розглядалась проблема оцінки працездатності та залишкового ресурсу магістрального нафтопроводу «Кременчук-Херсон» у зв'язку з виявленими корозійними пошкодженнями внутрішньої поверхні трубопроводу. Досліджували зразки, вирізані з труб сталі 17Г2С після 28 років експлуатації, та у вихідному стані (контрольна труба у стані поставки) при різних температурах. Найменші швидкості корозії при всіх температурах спостерігали для вихідного матеріалу, а найбільше кородують зразки з нижніх фрагментів труби.

Аналогічні результати отримані нами на зразках труб сталі 17Г1С після 29 років їх експлуатації з газопроводу «Долина-Ужгород». За модельне середовище слугувала «донна» вода з обладнання Богородчанського виробничого управління підземного зберігання газу. Якщо вважати, що напружений стан металу є результатом лише тиску перекачуваного середовища по трубі, то суто механічний чинник не слід брати до уваги при поясненні різниці в ступені деградації різних фрагментів труби. Можна припустити, що така різниця пов'язана з наводнювальною дією «донної» води. Адже наводнювання конструкційних сталей, підсилене дією механічних напружень, тим більше циклічного характеру, сприяє деградації механічних властивостей матеріалу. Як виявилось, така деградація може стосуватись і корозійних властивостей і в такий спосіб також негативно впливати на працездатність трубопроводу.

Четвертий розділ роботи представляє результати досліджень мікроелектрохімічної неоднорідності зварних з'єднань трубопроводів при різних видах термічної обробки. З'єднання отримували ручним електродуговим зварюванням електродами УОНИ-13/555 - УД1. Вперше вивчено вплив таких видів термічної обробки зварних швів трубопроводів, як відпал, нормалізація з високим відпуском і високий відпуск на їх схильність до корозійного руйнування в сірководневому середовищі. Аналізом літературних джерел і власних експериментальних досліджень встановлено, що однією з основних характеристик схильності до корозійного руйнування зварних з'єднань трубопроводів є їх мікроелектрохімічна неоднорідність поверхонь, що контактують із сірководневим середовищем.

Хімічний аналіз показав на різницю в складі елементів металу зварного шва та основного металу.

Всі досліджені види термічних обробок приводять до зменшення як макро - так і мікроелектрохімічної гетерогенності зварних з'єднань і навколошовних зон. При цьому найбільш суттєвий вплив справляв відпал та нормалізація з високим відпуском.

З підвищенням рівня напружень при розтягу або циклічному згині різниця електродних потенціалів збільшується, так як зсув потенціалів різних ділянок зварного з'єднання відбувається не в однаковій мірі у зв'язку з тим, що кількість дефектів кристалічної гратки в різних ділянках неоднакова і зміна вільної енергії зон буде різна. При циклічному згині різниця електродних потенціалів зростає суттєвіше, ніж при розтягу, як після термічної обробки, так і у вихідному стані.

Різниця електродних потенціалів зразків зварного з'єднання, підданих термічній обробці, як при циклічному згині, так і при розтягу в сірководневому електроліті збільшується в меншій мірі, ніж зразків у вихідному стані. Це пов'язано з вирівнюванням при термічній обробці як макро-, так і мікроелектрохімічної неоднорідності.

Аналогічно змінюється опір сульфідному розтріскуванню в 0,5% СН₃СООН + 3% Na Cl+ 3г/дм³ Н₂S зварних зразків, що підлягали відпалу, нормалізації з високим відпуском, високому відпуску та у вихідному стані, досягаючи, відповідно, 1,05; 0,99; 0,94 і 0,89 від границі течіння основного металу.

Довговічність при циклічному навантаженні в цьому середовищі була також найвищою після нормалізації з високим відпуском і після відпалу.

Отже, шляхом вибору раціональних режимів термічної обробки зварних з'єднань трубопроводів можна керувати електрохімічною гетерогенністю і суттєво підвищувати їх довговічність в сірководневих середовищах.

Висновки

У дисертації наведено обґрунтування та вирішення науково-технічної задачі, яка полягає у встановленні умов виникнення та швидкості поширення внутрішньої корозії промислових і магістральних нафтогазопроводів

Вдосконалена методика оцінки технічного стану трубопроводів через параметри тріщиностійкості з метою використання отриманих результатів для прогнозування їх ресурсу. При цьому отримані такі основні результати:

Показано, що однією з причин корозійного руйнування нафтогазопроводів є наявність в продукції родовищ домішок сірководню, а також вуглекислого газу та низькомолекулярних карбонових кислот, що в умовах високих температур і тисків обумовлює інтенсивну внутрішню корозію. Найбільш інтенсивно корозійні процеси протікають при тисках більше 0,5 МПа і підвищених температурах (313К…353К). Вивченням впливу агресивних середовищ на внутрішню корозію трубних сталей встановлено, що процес корозії протікає за нелінійним законом, виражаючи чіткий взаємозв'язок між швидкістю корозії, вмістом агресивних домішок, температурою випробувань і тиском. Для відповідних температурних умов вперше отримані статистичні моделі, які з точністю ±5% дозволяють чисельно визначити міру дії парціального тиску вуглекислого газу та концентрації карбонових кислот на корозійну проникність сталі 17Г1С.

Запропоновано та обґрунтовано новий параметр для оцінки процесів корозії, що є певним характеристичним значенням концентрації сірководню чи карбонових кислот С^S, з досягненням якого відбувається різке зростання швидкості корозії сталі 17Г1С.

Встановлено, що визначальною причиною корозійних пошкоджень внутрішньої поверхні є наявність так званої «донної» води. Виявлено відмінність між корозійною тривкістю в донній воді нової трубної сталі 17Г1С і сталі після 29 років експлуатації. Понижена корозійна тривкість верхніх фрагментів труби і, особливо, нижніх є наслідком експлуатаційного старіння (деградації) трубної сталі. Найбільш чутливою характеристикою до окрихчуючої дії корозійного середовища показало себе відносне звуження ?.

Показано, що електродні потенціали та мікротвердість в різних зонах зварного з'єднання суттєво залежать від структурно-хімічної неоднорідності та режимів термічної обробки, при цьому розподіл електродного потенціалу має характер, аналогічний до розподілу мікротвердості. Всі досліджені види термообробки приводять до зменшення електрохімічної гетерогенності зварних з'єднань, при цьому найбільш суттєвий вплив справляв відпал і нормалізація з високим відпуском.

Встановлено, що з підвищенням рівня напружень при розтягу або циклічному згині різниця електродних потенціалів збільшується. Аналогічно змінюється опір розтріскуванню в 0,5% СН₃СООН+3% NaCl+3г/дм³H₂S зварних зразків, що підлягали відпалу, нормалізації з високим відпуском, високому відпуску та у вихідному стані, досягаючи, відповідно, 1,05; 0,99; 0,94 і 0,89 від границі течіння основного металу. Довговічність при циклічному навантаженні в цьому середовищі була також найбільшою після нормалізації з високим відпуском і після відпалу.

На основі механічних випробувань і електронно-фрактографічного аналізу вивчений вплив структурних і механічних факторів на характер крихко-в'язкого переходу трубної сталі 17Г1С. З підвищенням температури випробувань значення К_1С зростають і при 240 К і вище не виконуються умови плоскої деформації. Тому оцінка К_1С стає недостовірною і для її визначення вперше запропонований кореляційний зв'язок даного параметра з границями міцності ?_В та течіння ?_Т трубної сталі 17Г1С. Це дало можливість розробити методику визначення величини К_1С за результатами випробувань на розтяг.

Встановлений суттєвий спад в'язкості руйнування К_С трубної сталі 17Г1С внаслідок сумарної дії перевантажень трубопроводів і наводнювання.

Наводнювання матеріалу у вихідному стані не змінює швидкості припорогового втомного росту тріщини за високочастотного навантаження. Наводнювання попередньо деформованого матеріалу дещо зсуває припорогову ділянку кінетичної діаграми у бік вищих швидкостей росту тріщини. За підвищених? К зафіксований різкий стрибок швидкості в середньо амплітудній ділянці діаграми, який відображає сильну чутливість матеріалу до водневого розтріскування під циклічним навантаженням і може суттєво понизити довговічність трубопроводу з тріщиновидними дефектами.

Размещено на Allbest.ru