Оцінка характеристик матеріалів нафтогазопроводів при внутрішньотрубній корозії - Автореферат

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. 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 зєднань. 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». 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.Практика показує, що термін експлуатації трубопроводів у значній мірі визначається корозійною тривкістю та тріщиностійкістю трубних сталей і їхніх зварних зєднань. Тому в експериментах використовувались зразки, вирізані з труби діаметром 1020 мм (товщина стінки 12 мм). При вивченні впливу експлуатаційного окрихчення (деградації) матеріалу на його корозійно - механічні властивості використовували зразки з труб, які пропрацювали 29 років. Для встановлення впливу різних факторів на корозію трубопроводів і їх взаємозвязків дослідження проводились у автоклавній установці, де моделювались умови експлуатації магістральних трубопроводів (тиск, температура, співвідношення компонентів). Збільшення тиску сірководневих газів також сприяє росту швидкості корозії.У дисертації наведено обґрунтування та вирішення науково-технічної задачі, яка полягає у встановленні умов виникнення та швидкості поширення внутрішньої корозії промислових і магістральних нафтогазопроводів 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. Вивченням впливу агресивних середовищ на внутрішню корозію трубних сталей встановлено, що процес корозії протікає за нелінійним законом, виражаючи чіткий взаємозвязок 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 CS, з досягненням якого відбувається різке зростання швидкості корозії сталі 17Г1С.

Основний зміст роботи

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 взаємозвязок 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 CS, 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 зєднання 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 зєднань, 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-вязкого переходу трубної сталі 17Г1С. З підвищенням температури випробувань значення К1С зростають і при 240 К і вище не виконуються умови плоскої деформації. Тому оцінка К1С стає недостовірною і для її визначення вперше запропонований кореляційний звязок даного параметра з границями міцності ?В та течіння ?Т трубної сталі 17Г1С. Це дало можливість розробити методику визначення величини К1С за результатами випробувань на розтяг.

Встановлений суттєвий спад вязкості руйнування КС 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 .ru