Совершенствование метода испытаний на коррозионное растрескивание трубных сталей нефтегазового назначения в агрессивных газовых средах тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Альхименко Алексей Александрович

• Альхименко Алексей Александрович
• кандидат наук
• 2022

Оглавление диссертации кандидат наук Альхименко Алексей Александрович

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ СОВРЕМЕННОГО СОСТОЯНИЯ ПРОЦЕССОВ, ОБЕСПЕЧИВАЮЩИХ КАЧЕСТВО ТРУБНОЙ ПРОДУКЦИИ В УСЛОВИЯХ АГРЕССИВНЫХ СРЕД

1.1. Особенности эксплуатации трубных сталей в составе нефтедобывающего оборудования

1.2. Низколегированные стали, применяемые при производстве труб

1.3. Влияние внешних факторов на коррозионное стойкость трубных сталей

1.4. Мероприятия по защите от коррозии при эксплуатации трубных сталей

1.5. Методы лабораторных ускоренных коррозионных испытаний трубных сталей

1.6. Выводы по главе

ГЛАВА 2. ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА И ИССЛЕДОВАНИЕ ХАРАКТЕРИСТИК ВЫБРАННОГО МАТЕРИАЛА

2.1. Обоснование выбора марок сталей для исследований и сравнительных испытаний

2.2. Исследование микроструктуры и определение механических свойств сталей

2.3. Электрохимические исследования коррозионного поведения низколегированных сталей

2.4. Определение влияния внешней коррозионной среды на растворение металла труб

2.5. Электрохимическое поведение стали 13ХФА в присутствии сероводорода и углекислого газа

2.6. Выводы по главе

ГЛАВА 3. ИССЛЕДОВАНИЯ СКЛОННОСТИ ТРУБНЫХ СТАЛЕЙ К КОРРОЗИОННОМУ РАСТРЕСКИВАНИЮ. ПУТИ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ МЕТОДА ИСПЫТАНИЙ

3.1. Выбор оптимальной скорости деформации при испытаниях

3.2. Определение критериев для оценки склонности сталей к коррозионному растрескиванию

3.3. Влияние уровня прочности на коррозионное растрескивание трубных сталей

3.4. Влияние температуры на коррозионное растрескивание трубных сталей

3.5. Разработка оборудования, модели и методики испытаний стали на коррозионное растрескивание в сероводородных средах

3.6. Выводы по главе

ГЛАВА 4. ИСПЫТАНИЯ НИЗКОЛЕГИРОВАННЫХ ТРУБНЫХ СТАЛЕЙ РАЗЛИЧНЫХ ГРУПП ПРОЧНОСТИ ДЛЯ ВЕРИФИКАЦИИ И ВАЛИДАЦИИ РАЗРАБОТАННОЙ МЕТОДИКИ

4.1. Проведение сравнительных испытаний на стойкость против сульфидного растрескивания по стандартной и разработанной методикам

4.2. Анализ механизмов зарождения и развития коррозионных трещин

4.3. Оценка экономического эффекта от внедрения новой методики

испытаний

4.4. Выводы по главе

ВЫВОДЫ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Приложение А

Приложение Б

Приложение В

Приложение Г

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование метода испытаний на коррозионное растрескивание трубных сталей нефтегазового назначения в агрессивных газовых средах»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы и степень ее разработанности: Потребность в добыче углеводородных источников энергии в настоящее время необычайно высока во всем мире и в ближайшей перспективе будет постоянно нарастать. Российская Федерация обладает огромными запасами нефти и газа - к эксплуатируемым месторождениям добавляются вновь открытые. Для обеспечения добычи углеводородов необходимо создавать и использовать специальное добывающее оборудование, основную часть которого составляют стальные трубы различного назначения, большинство из которых изготовлены из низколегированных сталей. С учетом высокой коррозионной агрессивности перекачиваемого по трубам флюида, состоящего из нефти, водного потока (содержащего растворенные хлориды и сульфаты натрия, кальция, магния) и газовой фазы, в которую входят сероводород и углекислый газ, материал труб должен быть стойким к данным условиям.

Анализ коррозионных процессов, в том числе коррозионного растрескивания в агрессивных средах трубопроводов нефтегазового назначения достаточно давно привлекает внимание многих ведущих ученых РФ и мира. Известно, что трубы должны иметь не только достаточную коррозионную стойкость и необходимую прочность, но и не подвергаться под действием агрессивных сред и механических нагрузок коррозионному растрескиванию, одному из наиболее опасных видов коррозионного воздействия. Эти вопросы подробно освещены в работах таких ученых и специалистов как Ю.Р. Эванс, Ажогин Ф.Ф., Гоник А.А., Кеше Г., Арчаков Ю.И., Иванов Е.С, Улиг Г.Г., Реви Р.У., Маркин А.Н., Низамов Р.Э., Хайдерсбах Р. И многих других. В их работах достаточно подробно описаны электрохимические и механические аспекты зарождения и развития коррозионной трещины в условиях внешнего воздействия агрессивной среды и механических напряжений, возникающих в ходе эксплуатации оборудования, методы защиты от коррозии. Однако, до настоящего времени

вопросам аттестационных и сертификационных испытаний трубных материалов на стойкость против коррозионного растрескивания не уделялось достаточного внимания. В основном все испытания проводятся по методике, описанной в стандарте NACE TM 0177.

Учитывая, что современное производство стремится к оптимизации сроков и стоимости продукции возникает необходимость совершенствования существующих или разработки новых методов испытаний материалов на склонность к коррозионному растрескиванию - менее затратных как с финансовой, так и временной точек зрения.

Поэтому решенная в диссертационной работе проблема повышения качества и снижения сроков проведения испытаний трубной продукции нефтегазового назначения, в условиях воздействия агрессивных сред, за счет внедрения ускоренных методик испытаний, позволяющих сократить цикл изготовления труб, является важной и актуальной задачей.

Целью диссертационной работы является обеспечение качества испытаний трубных сталей нефтегазового назначения в условиях современных требований к их жизненному циклу.

Для достижения поставленной цели были решены следующие задачи:

- разработать методику, позволяющую в сжатые сроки оценить склонность материалов труб нефтяного сортамента к коррозионному растрескиванию в водных растворах хлоридов в присутствии углекислого газа и сероводорода;

- теоретически обосновать, разработать и экспериментально опробовать метод ускоренных испытаний на коррозионное растрескивание при растяжении образцов с медленной (постоянной) скоростью деформирования в присутствии сероводорода (SSC - sulfide stress cracking, сульфидное растрескивание под напряжением) и углекислого газа (SCC - stress corrosion cracking, коррозионное растрескивание под напряжением);

- научно обосновать выбор критериев для определения склонности трубных сталей к коррозионному растрескиванию и подтвердить его при проведении испытаний в заданных условиях;

- изучить характер и скорость коррозионных процессов, которые сопутствуют коррозионному растрескиванию сталей, при изменении температуры, рН, скорости движения коррозионной среды и концентрации углекислого газа и сероводорода;

- определить чувствительность низколегированных трубных сталей к коррозионному растрескиванию в присутствии сероводорода и углекислого газа в зависимости от механических свойств стали и внешней среды с применением метода ускоренных испытаний;

- провести сравнительные испытания трубных сталей на склонность к SSC (по методу А стандарта NACE TM-0177 и по разработанной методике) и сопоставить полученные результаты;

- разработать и оформить в виде научно-технической документации методику ускоренных испытаний трубных сталей на склонность сульфидному коррозионному растрескиванию. Научная новизна диссертационной работы:

- разработана модель ускоренных испытаний трубных сталей нефтегазового назначения на коррозионное растрескивание в агрессивных газовых средах, основанная на динамическом нагружении образцов;

- определены параметры ускоренных испытаний трубных сталей, которые позволяют обеспечить качество ускоренных испытаний на коррозионное растрескивание, за счет установления допустимых значений динамического нагружения, температуры и характеристик агрессивной газовой среды;

- установлены критерии определения склонности трубных сталей к коррозионному растрескиванию, включающие прочностные и пластические свойства сталей, в зависимости от их группы прочности.

Методология и методы исследования. Данная диссертационная работа

основывается на теоретическом и эмпирическом исследовании с

использованием следующих методов и теорий: металлографии, фрактографии, электрохимии, методов анализа коррозионной стойкости металлов в газонасыщенных средах, методов концептуализации и интерпретации данных.

Практическая значимость результатов работы:

- разработана методика ускоренных испытаний трубных сталей нефтегазового назначения на коррозионное растрескивание в агрессивных газовых средах, основанная на динамическом нагружении образцов;

- стандартизованы параметры ускоренных испытаний трубных сталей и критериев определения склонности трубных сталей к коррозионному растрескиванию;

- разработана опытная установка для ускоренных испытаний трубных сталей нефтегазового назначения на коррозионное растрескивание в агрессивных газовых средах;

- разработано программное обеспечение, позволяющее на основании обработки результатов испытаний сформировать базу данных результатов испытаний, на основе которой предлагается решение по выбору марки стали труб нефтегазового назначения.

Теоретическая значимость:

- разработана и научно обоснована теоретическая возможность проведения динамических испытаний на коррозионное растрескивание трубных сталей в хлоридных водных растворах, содержащих сероводород и углекислый газ;

- усовершенствован метод испытаний на коррозионное растрескивание трубных сталей в хлоридных водных растворах, содержащих сероводород и углекислый газ, разработана модель проведения ускоренных испытаний на коррозионное растрескивание с динамическим нагружением образцов; определен необходимый и достаточный диапазон скоростей нагружения образцов в ходе испытаний;

- предложены, теоретически и экспериментально обоснованы критерии оценки стойкости против коррозионного растрескивания трубных сталей в хлоридных водных растворах, содержащих сероводород и углекислый газ.

Основные положения и результаты, выносимые на защиту:

- метод испытаний на коррозионное растрескивание трубных сталей в агрессивных газовых средах;

- параметры для проведения испытаний на коррозионное растрескивание трубных сталей в хлоридных водных растворах, содержащих сероводород и углекислый газ;

- критерии, определяющие склонность на коррозионное растрескивание трубных сталей в хлоридных водных растворах, содержащих сероводород и углекислый газ;

- опытная установка и программное обеспечение для проведения испытаний;

- результаты верификации методики испытаний.

Личный вклад автора заключается в непосредственном участии в постановке задач исследования, выборе методов анализа материала, проведении экспериментов, обработке и обсуждении полученных результатов, выявлении обобщенных закономерностей и формулировании выводов.

Достоверность экспериментальных результатов и сделанных на их основе выводов обусловлена воспроизводимостью и согласованностью полученных данных, доказана значительным объемом экспериментальных исследований, выполненных в обоснование основных теоретических положений, применением современного сертифицированного оборудования и лицензионных программных средств для обработки информации. Теория построена на известных, проверяемых данных, взятых из открытых источников, согласуется с экспериментальными данными, полученными в диссертационной работе.

Апробация результатов работы. Материалы диссертации доложены и

обсуждались на следующих конференциях и семинарах: международная

8

конференция «Механика, ресурс и диагностика материалов и конструкций», 2016, Екатеринбург; конференция «Коррозия в нефтегазовой отрасли», 2019, Санкт-Петербург; Современные материалы и передовые производственные технологии (СМППТ-2019); Низкотемпературные и пищевые технологии в XXI веке, IX Международная научно-техническая конференция, 2019; «Евразийский симпозиум по проблемам прочности и ресурса в условиях низких климатических температур», 2020; конференция «Коррозия в нефтегазовой отрасли», 2021, Санкт-Петербург.

Публикации. Основное содержание работы опубликовано в 13 статьях, из них 7 в журналах из перечня ВАК, 6 в изданиях, индексируемых Scopus, получено 1 свидетельство о регистрации, опубликована 1 монография.

Структура и объем диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, выводов, 4 приложений и списка литературы. Работа изложена на 166 страницах, содержит: 14 таблиц, 65 рисунков. Список литературы включает 134 наименования.

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ СОВРЕМЕННОГО СОСТОЯНИЯ ПРОЦЕССОВ, ОБЕСПЕЧИВАЮЩИХ КАЧЕСТВО ТРУБНОЙ ПРОДУКЦИИ В УСЛОВИЯХ АГРЕССИВНЫХ СРЕД

1.1. Особенности эксплуатации трубных сталей в составе нефтедобывающего оборудования

Современные скважины по добыче нефти и газа являются сложными техническими сооружениями, включающими в себя различные агрегаты и конструкции, направленные на выполнение конкретных технологических задач. Наиболее металлоемкими и весьма ответственными изделиями являются трубы, работающие как внутри скважины, так и на поверхности. В зависимости от назначения трубы подразделяются на обсадные, бурильные, насосно-компрессорные и трубы для наружных нефтепромысловых трубопроводов. Обсадные трубы, формирующие обсадную колонну, обеспечивают крепление ствола скважины, изоляцию внутреннего пространства от воздействия различных геологических пластов. Насосно-компрессорные трубы обеспечивают поставку добываемого продукта на поверхность. Бурильные трубы применяются при разработке новых месторождений. Трубы для наземных нефтепромысловых трубопроводов предназначены для поставки добываемого продукта от устья скважины до места сбора и отгрузки потребителю. При этом добываемый продукт во время перекачки претерпевает очистку от пластовой воды, попутных газов и твердых частиц, переносимых движущимся потоком [10].

Характер и степень коррозионного воздействия добываемого из скважин продукта на подземное и наземное оборудование промыслов зависят не только от природы нефти и ее физико-химических свойств, но и от условий залегания нефти в пласте. Коррозионная стойкость оборудования в большой степени зависит также от способа разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, от применяемой техники и технологии добычи, сбора и транспортировки нефти на промыслах, а также от периода разработки, в котором находится эксплуатируемое месторождение [10, 11].

В то же время существуют общие для всех случаев свойства добываемых нефтепродуктов, которые определяют их коррозионное воздействие на металлическое оборудование, в том числе на трубы различных назначений.

Нефть всегда содержит определенное количество воды с растворенными в ней солями и сопутствующие газы. Среди растворимых солей, которые в большей степени диссоциированы, наибольшей коррозионной активностью обладают хлориды, карбонаты, бикарбонаты и сульфаты натрия, магния, кальция. В газовой фазе, помимо углеводородов, часто содержится определенное количество углекислого газа и сероводорода. Эти газы, растворяясь в водной фазе, оказывают сильное коррозионное воздействие на стенки труб и другого металлического оборудования. Кроме того, в нефти всегда имеются механические примеси в виде песка, глины, ржавчины и выпадающих частиц минеральных солей магния и кальция, растворимость которых падает с понижением температуры раствора [12, 13].

Для наземных промысловых нефтепроводов характерной особенностью является расслоение движущегося потока на газовый, нефтяной и водный слои. Поэтому основные коррозионные процессы протекают в нижнем водном слое. Именно в нижней части нефтепроводов наблюдается коррозия, представляющая собой скопление язв, сосредоточенных вдоль нижней образующей трубы. Скорость такой коррозии достигает нескольких миллиметров в год [10, 14].

Переносимые водным потоком твердые частицы, соприкасаясь с внутренней стенкой трубы, ведут себя как абразивный материал. Они счищают рыхлые не плотно сцепленные с металлом продукты коррозии и оголяют металлическую стенку трубы. Это приводит к усилению коррозии и способствует увеличению износа нижней части стенки трубопровода [15].

1.2. Низколегированные стали, применяемые при производстве труб

Надежность и долговечность эксплуатации внутрискважинных и

нефтепромысловых труб в значительной мере зависит от качества металла, из

11

которого они изготовлены. Требования, предъявляемые к металлу труб, сводятся к тому, что он должен иметь возможно более высокую прочность, вязкость и сопротивляемость хрупкому разрушению при температурах строительства и эксплуатации, хорошую пластичность и свариваемость. По экономическим соображениям подавляющее большинство труб нефтяного сортамента, используемых на нефтяных и газовых месторождениях, изготовлены из низколегированных или углеродистых сталей [16, 12]. Основные требования к сталям труб нефтяного сортамента изложены в соответствующей российской и зарубежной нормативно-технической документации [17, 18, 19, 20, 2, 3].

В технических условиях на бесшовные и сварные стальные трубы для промысловых трубопроводов [17] предусматривается применение сталей категорий прочности (КП) в интервале КП175 - КП555 (где цифра после КП означает уровень прочности стали при относительной деформации 0,5%).

Совершенствование качества трубных сталей, в основном, идет по пути снижения вредных примесей, в первую очередь серы и фосфора (0,015% и 0,025% соответственно), снижения содержания углерода для улучшения свариваемости, обезлегирования сталей кремнием и марганцем для снижения стоимости выпускаемой продукции К числу таких сталей относятся стали марок 09Г2С, 17Г1С-У, 17Г2АФ, 14ГАФ-У, а также стали типа Х52, Х56 по классификации API 5L [21].

Второй путь развития - это применение низкоуглеродистых сталей с повышенной прочностью - переходу от КП55 к КП62 и выше. С этой целью разрабатываются новые стали, где содержание углерода может быть снижено с 0,23% до 0,12% и даже до 0,05%, концентрация марганца при этом возрастает с 1,2% до 1,85 %. Для обеспечения повышенной прочности в такие стали качестве легирующих элементов дополнительно вводятся ванадий, ниобий и титан в количестве не более 0,1%. Среди сталей этой группы наибольшее распространения получили стали 13ХФА, 17Г2САФ, 15Г2АФЮ, стали группы

прочности Х60 [16, 12, 13] и низкоуглеродистая сталь DNV SAWL 485FD, разработанная для применения в арктических условиях.

Если вопросы повышения прочности материалов труб решаются достаточно успешно и новые высокопрочные стали все шире используются при строительстве и обустройстве перспективных месторождений и трубопроводных систем, то вопросы обеспечения коррозионной стойкости этого оборудования до настоящего времени не решены. Это связано с тем, что при разработке новых месторождений все чаще приходится сталкиваться с нефтяными флюидами повышенной агрессивности, содержащими углекислый газ и сероводород.

Для контроля стойкости промысловых трубопроводов к сульфидному (SSC) растрескиванию введено требование на проведение тестовых испытаний сталей на этот вид коррозии. [2, 3]. Похожие требования к коррозионной стойкости материалов существуют не только при строительстве промысловых трубопроводных систем, но и на другое оборудование нефтедобычи, в частности, на насосно-компрессорные и обсадные внутрискважинные трубы [18, 19, 20, 22].

При изготовлении насосно-компрессорных и обсадных труб используются более прочные стали 34ХМФ, 35ХГМФ, 40Г2СД, которые в зависимости от уровня прочности разбиты группы, обозначенные как L80, C90, R95 и T95, P110, Q125 и Q135. Например, предел текучести, Оо .2, стали группы прочности L80 составляет 552^655 МПа, а стали группы прочности Q135 - 930^1137МПа. Для сталей такой прочности обязательными в соответствии со стандартом [23] являются только испытания на SSC по стандарту NACE TM-0177 [8].

Следует отметить, что в указанной нормативно-технической

документации на трубную продукцию нефтяного сортамента главным

критерием являются прочностные характеристики сталей. Могут быть

указаны требования по их химическому составу (ГОСТ Р 53580, API 5L),

режимам термомеханической обработки и допустимым областям применения

13

в сероводородсодержащих средах (NACE MR-0175). Но в стандартах не изложены требования к сталям в части их коррозионной стойкости в углекислотных или содержащих одновременно сероводород и углекислый газ средах.

Только для высоколегированных коррозионностойких сталей в NACE MR-0175, которые применяются для ответственного внутрискважинного оборудования, например, 30Х13, 08Х18Н10Т и их аналогов, в качестве критерия коррозионной стойкости в средах с высоким содержанием сероводорода выбран эквивалент сопротивления питтинговой коррозии (PREN) [1, 24].

Задача повышения коррозионной стойкости материалов нефтяных месторождений активно решается как в РФ, так и за рубежом. Для насосно-компрессорных труб были разработаны и применяются стали типа Х13, 20Х13, 30Х13, которые обладают повышенной коррозионной стойкостью и успешно используются на ряде месторождений [25]. В ЦНИИ ЧерМет им. И.П. Бардина разработана технология создания биметаллических труб с плакирующим слоем из сталей типа Х13 и Х18Н10Т [26].

1.2.1. Влияние химического состава на коррозионные свойства трубных сталей

Для промысловых трубопроводов (ГОСТ Р5 53580) используются трубы

с пределом текучести от 245МПа до 555МПа (КП245- КП555). В 70-е годы на

Челябинском трубопрокатном заводе была выпущена сталь 17Г1С и ее

модификации 17ГС, 17Г1С-У. Это низколегированные нормализованные

стали с твердорастворным упрочнением. В зарубежных стандартах им

соответствуют стали класса Х52 по API 5LX, содержащие углерода до 0,20%,

марганца до 1,35% с добавками ванадия (0,04-0,08%) или ниобия (до 0,04%).

Основные легирующие элементы в этой стали марганец и кремний - образуют

с железом твердый раствор замещения. Степень упрочнения от них в пределах,

не допускающих ухудшения пластичности, вязкости и свариваемости,

относительно невелика. Гарантированное временное сопротивление стали 17ГС 500-520 МПа [27]. В последствии для повышения прочности стали в ней было увеличено содержание до 1.15-1.55%. Сталь получила марку 17Г1С [26].

При производстве стале17ГС и 17Г1С не уделялось внимания очистке от вредных примесей и неметаллических включений, что отрицательно сказывалось на эксплуатационных характеристиках материала (появление вспучиваний в виде мелких пузырей на поверхности металла в присутствии сероводорода - блистеринга) [16].

Для предотвращения таких дефектов в нормативную документацию на состав сталей было введено ограничение содержания серы и фосфора- не более 0,020% и 0,025%. Новая марка получила маркировку 17Г1С-У. Снижение содержания вредных примесей позволило повысить ударную вязкость, работоспособность труб и сократить число отказов, связанных с качеством металла [16].

Для дальнейшего увеличения прочности были разработаны стали с карбонитридным упрочнением, взамен твердорастворного. Данные стали с карбонитридами ванадия (типа 17Г2АФ, 17Г2САФ, 14ГАФ-У, 15Г2АФЮ, 13ХФА и др.) содержат разное количество углерода, кремния, алюминия, но обязательно включают микродобавки ванадия (0,05-0,12%) и азота (0,0150,025%). Такие стали обладают повышенной мелкозернистостью и более развитой субзеренной структурой феррита. Они сохраняют пластичность, вязкость и свариваемость на уровне сталей с твердорастворным упрочнением [28].

У сталей категории прочности Х60-Х70, не содержащих дорогостоящего молибдена, снижено содержание серы до 0,004-0,006%, и с помощью контролируемой прокатки получено совместное карбонитридное и субструктурное упрочнение [29].

В таблице 1.1. приведен химический состав основных трубных сталей, применяемых для промысловых трубопроводов.

Таблица 1.1.

Химический состав сталей по сертификатным данным_

Способ производства Марка стали Содержание элементов, масс. %

С Мп Si Р S № V № Сг Си

Нормализованная 17Г1С 0,20 1,6 0,6 0,035 0,04 - - 0,3 0,3 0,3

Термоулучшенная 17Г2СФ 0,19 1,6 0,6 0,035 0,04 - 0,12 - - -

14Г2СФА 0,17 1,6 0,6 0,035 0,04 - 0,12 0,3 0,4 0,3

13ХФА 0,12 0,52 0,24 0,011 0,008 - 0,07 0,13 0,64 0,08

Контролируемая прокатка Х70 Япония 0,09 1,58 0,26 0,02 0,01 0,04 0,06 - - -

Х60 Франция 0,17 1,5 0,46 0,025 0,01 0,03 0,03 0,016 0,012 0,018

Х70 Италия 0,16 1,55 0,41 0,013 0,08 0,045 - 0,01 0,01 0,04

В целом, можно заключить, что химический состав указанных низколегированных сталей определяет возможность получения металла с заданной структурой, механическими свойствами, и в какой-то степени, коррозионной стойкостью при применении определенной технологии их металлургического производства.

С середины 90-х годов прошлого века при изучении причин аварийности нефтепромысловых трубопроводов И.Г. Родионовой с сотрудниками [31] было обнаружено, что коррозионные разрушения в основном проявились на трубах, изготовленных из сталей с повышенным содержанием неметаллических включений (НВ). Такие включения, содержащие соединения алюминия и кальция, формировались в процессе обработки жидкой стали в ковше при применении неоптимальных технологических процессов. Более поздние исследования [32, 33, 23] выявили произошедшую трансформацию НВ, что связано с дальнейшим развитием металлургических технологий. Например, вместо НВ на основе этих соединений были обнаружены НВ на основе алюминия и магния с сульфидной составляющей (из сульфида марганца и кальция).

Исходя из полученных результатов, авторы исследований пришли к выводу, что вся ответственность за коррозионное поведение трубных сталей лежит на вышеуказанных неметаллических включениях, их количестве и

размерах. А химический состав, структура сталей оказывают вторичное влияние на скорость коррозии в условиях нефтепромыслов. Более того, присутствие серы и ее количество также не оказывает отрицательного влияния на коррозионную стойкость сталей [23]. В то же время в ряде работ, например, [34] приводятся противоположные результаты исследований, утверждающие, что концентрация серы является главенствующим фактором в снижении сопротивления сталей коррозионным разрушениям (рисунок 1.1).

8

I 6

= 5

¡5 3

и о

О

О 0,005 0,01 0,015 0,02 0,025 0,03 0,035 Содержание серы, %

Рисунок 1.1 - Влияние концентрации серы на коррозионную стойкость стали

По мнению авторов, определяющее влияние на развитие процессов локальной коррозии оказывает содержание сульфидных включений в стали, что хорошо согласуется с термодинамическими данными [35], по которым сульфиды - самая неустойчивая фаза в стали, растворяющаяся в первую очередь при контакте с водной средой. Наиболее неустойчивой фазой авторы [34] считают сульфид марганца).

Ведущая роль НВ в коррозионной стойкости сталей справедлива для углеродистых и низколегированных сталей низкой и средней прочности, в которых единственными легирующими элементами являются углерод, кремний и марганец, однако стали повышенной прочности дополнительно

4 ■

= 2 5; я* 8) 0, - 88 0, 86 г; /

/

1" 1/ т • Т пг

-1 к 1 / ✓

-А 21 Л —

содержат ниобий, ванадий и ряд других элементов (хром, никель, бор, молибден, титан и т.п). В работе [36] были приведены результаты исследования сталей насосно-компрессорных труб и показано благоприятное влияние структурной однородности стали и их легирования хромом, никелем, медью на повышение коррозионной стойкости.

В Японии для изготовления труб нефтяного сортамента разработана высокопрочная сталь с пределом текучести 862 МПа, содержащая 0,5% Сг, 0,7% Мо, 0,15У с микродобавками МЬ и Т1, что позволило создать структуру стали с мелкодисперсными НВ и карбидами [37]. Такая сталь более устойчива к образованию язв и обладает высоким сопротивлением SSC. На рисунке 1.2 показано НВ сложного строения, образованное в результате добавки в сталь микроэлементов. Алюминий и кальций образуют оксисульфид, расположенный в середине включения, на который снаружи осаждаются карбонитриды титана и ниобия.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Альхименко Алексей Александрович, 2022 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Stephen, D. Cramer. ASM Handbook Volume 13/ Stephen D. Cramer, Bernard S. Covino. - Corrosion, 1987. - p. 704;

2. American Petroleum Institute (API). Specification for Line Pipe. API 5L - 2012. - 180 p.;

3. NACE MR0175/IS0 15156. «Нефтяная и газодобывающая промышленность - Материалы для применения в Н^-шдержащих средах для добычи нефти и природного газа»;

4. ГОСТ 31446-2017. Трубы Стальные обсадные и насосно-компрессорные для нефтяной и газовой промышленности. Общие технические условия. - М. Стандартинформ, 2017. - 257 с.;

5. ГОСТ ISO 3183-2015. Трубы стальные для трубопроводов нефтяной и газовой промышленности. Общие технические условия. - М. Стандартинформ, 2015;

6. NACE TM 0177 «Лабораторные испытания металлов на устойчивость к сульфидному растрескиванию под напряжением и растрескиванию под напряжением в среде H2S», 2016;

7. NACE TM 0284-2016. «Оценка сталей для трубопроводов и сосудов высокого давления на устойчивость к водород-индуцированному растрескиванию», 2016;

8. МСКР 01-85 «Методика испытаний сталей на стойкость против сероводородного коррозионного растрескивания»;

9. Хайдерсбах, Роберт. Защита от коррозии и металловедение оборудования для добычи нефти и газа/Роберт Хайдерсбах. - Профессия, 2015. - 476 с.

10. Гоник, А.А. Коррозия нефтепромыслового оборудования и меры ее предупреждения/А.А Гоник. - Изд. 2-е, перераб. и доп. - М.: Недра. - 1976. 192 с.;

11. Муравьев, И.М. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений/И.М. Муравьев, Р.С. Андриясов//М. - Недра. -1970. - 445 с.;

135

12. Альхименко, А.А. Оценка качества бурильных труб с использованием комплексной методики материаловедческих, механических, коррозионных и триботехнических исследований: монография/ А.А. Альхименко, В.А. Яхимович и др. - Министерство науки и высшего образования Российской Федерации, Тульский государственный университет, Санкт-Петербургский политехнический университет Петра Великого, Институт проблем машиноведения РАН, Тульский государственный педагогический университет имени Л.Н. Толстого, Российский государственный университет правосудия, Академия проблем качества РФ. Тула, 2019. - 134 с.

13. Альхименко, А.А. «Комплексная оценка качества стальных бурильных труб»/ А.А. Альхименко, В.А. Яхимович, М.К. Куракин, Н.О. Шапошников, О.И. Швецов, М.А. Ковалёв, Е.Л. Алексеева, Б.А. Шемякинский, А.Д. Бреки, С.Г. Чулкин, Ю.А. Фадин, Толочко О.В., А.Е Гвоздев. Министерство науки и высшего образования Российской Федерации, Российская академия наук, ФГБОУ ВО «Тульский государственный педагогический университет имени Л.Н. Толстого», ФГАОУ ВО «Санкт-Петербургский политехнический университет Петра Великого», Институт проблем машиноведения РАН, Институт металлургии и материаловедения имени А.А. Байкова РАН, Академия проблем качества РФ. Монография, 2019 г. - 138 с.

14. Хайдерсбах, Р. Защита от коррозии и металловедение оборудования для добычи нефти и газа/ Роберт Хайдерсбах. - Профессия, 2013. - 476 с.

15. Гасанов, А.П. Экспериментальные данные о связи между износом трущихся пар и составом пластовой жидкости/А.П Гасанов. - Азерб. НХ, 1964. - С. 37-41;

16. Golovanenko, S.A. Steels for the Gas and Oil Industry/S.A. Golovanenko//J. Materials for energy systems. Vol. 1. - March 1980. - p. 66-78.

17. ГОСТ Р 53580-2009. Трубы стальные для промысловых трубопроводов. Технические условия. М. Стандартинформ. - 2010. - 80 с.

18. ГОСТ 632-80. Трубы обсадные и муфты к ним. Технические условия. М. Стандартинформ. - 2010. - 75 с.

19. ГОСТ 633-80. Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним. Технические условия. М. Стандартинформ. - 2010. - 107 с.

20. ГОСТ 53366-2009. Трубы стальные, применяемые в качестве обсадных или насосно-компрессорных труб для скважин в нефтяной и газовой промышленности. Общие технические условия. М. Стандартинформ. - 2010. - 187 с.

21. Сивоконь, И.С. Методика и алгоритм расчета химического равновесия пластовых вод Самотлорского месторождения/И.С. Сивоконь, А.Н. Маркин, Т.Т. Маркина//М.: Деп. Во ВНИИОЭНГ, №1634-нг. - 1988г. - 14 с.

22. Пышминцев, И.Ю. Влияние неметаллических включений на стойкость нефтепромысловых трубопроводов к локальной коррозии/И.Ю. Пышминцев, И.В. Костицына, Д.А. Мананников//ОАО «Черметинформация», Бюллетень «Черная металлургия». - №11. - 2010. - С. 55-60.

23. Мушникова, С.Ю. Исследование склонности конструкционных сталей к коррозионному растрескиванию в сероводородной среде/ С.Ю. Мушникова, С.К. Костин, А.А. Харьков, А.А. Альхименко, Е.Л. Алексеева//Статья в сборнике трудов конференции. - 2016 г. - 77 с.

24. Graham K.J., Irons G.A./ The Behavior of Non-metallic Inclusion During Ladle Refining. // AIS Tech. - 2009/ -Proc. Vol.1. - P. 1003-1014.

25. Сокол, И.Я. Структура и коррозия металлов и сплавов/ И.Я. Сокол, Е.А. Ульянин, Э.Г. Фельдгандлер// М. Металлургия. - 1989. - 400 с.

26. Omura T. Material design and application limits for low alloy steel sour resistant OCTG/T. Omura, K. Kobyashi, H. Amaya et. al.//Zairyo-to-Prosesu. CAMP-ISIJ. 2011. - 24. - №2. - P. 663-666

27. Шрейдер, Л.В. Влияние водорода на нефтяное и химическое оборудование/Л.В. Шрейдер, И.С. Шпарбер, Ю.И. Арчаков//Москва, «Машиностроение». - 1976. - 80 с.

28. Реформатская, И.И. Перспективы использования биметаллических труб на промысловых нефтегазопроводах/ И.И. Реформатская, В.В. Завьялов, Родионова И.Г. и др.

29. ГОСТ 5520-79. Прокат листовой из углеродистой, низколегированной и легированной стали для котлов и сосудов, работающих под давлением. Технические условия. М. ИПК. Издательство стандартов. 2003.

30. Матросов, Ю.И. Сталь для магистральных газопроводов/ Ю.И. Матросов, Д.А. Литвиненко, С.А. Голованенко//М.: Металлургия. - 1989.- 289 с.

31. Насибов, А.Г. Повышение эксплуатационных характеристик низколегированных сталей массового назначения/А.Г. Насибов//М.: Черметинформация. - 1991. - 65с.

32. Родионова, И.Г. Современные подходы к повышению коррозионной стойкости и эксплуатационной надежности сталей для нефтепромысловых трубопроводов/И.Г. Родионова, А.И. Зайцев, О.Н. Бакланова и др.//М.: металлургиздат. - 2012. - 172 с.

33. Rodionova, I.G., Baklanova O.N., Filippov G.A., Reformatskaya I.I./ The role of nonmetallic inclusion in asselerating the local corrosion of metal products made of plain-carbon and low-alloy steels/// Metallurgist. - 2005/ - №4. -P. 125-130.

34. Шахпазов, Е.Х. Современные направления развития ковшевой металлургии и проблема неметаллических включений в стали/ Е.Х. Шахпазов, А.И. Зайцев, А.А. Немтинов // Металлы. - 2007. - №1. - С.3-13.

35. Зайцев, А.И. Новые типы неблагоприятных неметаллических включений на основе MgO-Al2O3 и металлургические факторы, определяющие

их содержание в металле. Ч. 1./ Зайцев, А.И., Родионова И.Г., Семернин Г.В. // металлургж - 2011. - №2. - С. 50-55.

36. De Waard C. Predictive Model for CO2 Corrosion Engineering in Wet Natural Gas Pipelines / De Waard C., Lotz U., Milliams D.E.// Corrosion. 1991. Vol. 47, № 12. P. 976.

37. Тюрин, А.Г. Термодинамика химической и электрохимической устойчивости коррозионно-активных неметаллических включений. / Тюрин А.Г., Пышминцев И.Ю., Костицына И.В., Зубкова И.М. // Защита металлов. -2007. - т.43. - №1. - С. 39-49.

38. Ахметов С.А. Технология переработки нефти, газа и твердых горючих ископаемых./ Учебное пособие.// СПБ, - Недра. - 2009. - 832с.

39. Шафиков А.С. Опыт применения антикоррозионной защиты и эксплуатации систем коррозионного мониторинга промысловых трубопроводов ЗАО «Ванкорнефть»./ Инженерная практика.// - №8. - 2011. -С.130-135.

40. Гутман Э.М. Защита газопроводов нефтяных промыслов от сероводородной коррозии. / Э.М. Гутман, М.Д. Гетманский, О.В. Клапчук, Л.Е. Кригман. М.: Недра.- 1988.- 200с.

41. Коррозия. /Справ. изд.// Под ред. Л.Л. Шрайера. Пер. с англ. -М.: Металлургия. - 1981. - 632с.

42. Электронный ресурс: http : //vseokraskah. net/osnovy-korrozii/vHyanie-razlichnyx-faktorov 12/01/2018. Р.1-10

43. Давыдов А.Д., Альхименко А.А., Шапошников Н.О., Харьков А.А. «Программа для выбора марки стали или сплава по заданным параметрам». Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ, 2019 г.

44. Арчаков, Ю.И. Водородоустойчивость стали. - М.- Металлургия. - 1978.- 120 с.

45. Ермаков, Б.С. Исследование кристаллографической текстуры трубной стали. / Ермаков Б.С., Альхименко А.А., Шапошников Н.О., Цветков А.С., Широков А.В.// Научная статья в журнале, 2020 г., с. 48-53.

139

46. Конакова, М.А. Коррозионное растрескивание под напряжением трубных сталей./ Конакова М.А., Теплинский Ю.А. // - Санкт-Петербург. -Инфо-да». - 2004. - 358 с.

47. С.М. Белоглазов, Наводороживание стали при электрохимических процессах, Л., Изд-во Ленингр. Ун-та, 1975, с.1-142

48. Perez Teresa I., Corrosion in the oil and gas industry: an increasing challenge for materials, JOM, Vol.65, No. 8, 2013. Р. 1033-1042

49. А.В. Рябченков. электрохимических факторов в процессе коррозионного растрескивания аустенитных сталей / А.В. Рябченков, В.М. Никифорова// В кн.; Межкристаллитная коррозия и коррозия металлов в напряженном состоянии, М., 1969, с.178-197.

50. Craig Bruce D., Oilfield metallurgy and corrosion/ by Bruce D. Craig. - 3rd ed. p.cm., copyright 2005 by MetCorr.

51. Завьялов, В.В. Проблемы эксплуатационной надежности трубопроводов на поздней стадии разработки месторождений. -М.: ОАО «ВНИИОЭНГ» - 2005. - 332 с.

52. Alhimenko, A.A. Propagation of acoustic waves during the control of hydrogen-induced destruction of metals by the acoustoelastic effect. / Alhimenko A. A., Belyaev A.K., Grishchenko A.I., Semenov A.S., Tretyakov D.A., Polyanskiy V.A., Yakovlev Y.A// Статья в сборнике трудов конференции, 2018 г., с. 11-18.

53. Маркин, А.Н. СО2-коррозия нефтепромыслового оборудования. / Маркин А.Н., Низамов Р.Э.// М.: - ОАО «ВНИИОЭНГ». - 2003. - 188с.

54. L.S. Moiseeva. Carbon Dioxide Corrosion of Oil and gas Field Equipment / Protection of metals .// - Vol.41.- No. 1.- 2005. - P. 76-83.

55. Маркин, А.Н. Исследование углекислотной коррозии стали в условиях осаждения солей./ Маркин, А.Н., Легезин Н.Е. // Защита металлов. -Т.29. - №3.- 1999. -С.452-459.

56. С. de Waard, Lotz U. Prediction of СО2 Corrosion of Carbon Steel. // Corrosion/93/ Paper 69/ NASE, Houston. Texas.

57. Burke, P.A. Assessment of СО2 Corrosion in the cotton valley Limestone trend. / Burke P.A., Housltr R. H // Materials Performance. 1985. - V. 24.- No. 8. P. 26-28.

58. Кузнецов, В.П. К вопросу о механизме углекислотной коррозии углеродистой стали. / В.П. Кузнецов., Н.Г. Черная.// РНТС. Сер. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. М. ВНИИОЭНГ. - ВЫП. 8. - 1980. - С. 2-5.

59. De Waard C. Carbonic acid corrosion of steel. CO2 corrosion in oil and gas production./ De Waard C., Milliams D.E// An official NACE publication, Houston, 1984, P. 131-135.

60. De Waard C. Carbonic Acid Corrosion of Steel / De Waard C., Milliams

D.E // Corrosion. 1975. Vol. 31, № 5. P. 177.

61. S. Nesic. Key issues related to modeling of internal corrosion of oil and gas pipelines. - / A review. Corrosion Science. - Vol. 49. - 2007. - P. 4308-4338.

62. H. Fang, S. Nesic, B/ Brown, S. Wang. / General corrosion in high salinily brines. // NACE CORROSION. - NACE international. - Houston. TX. -2006. - Paper no. 06372.

63. G. Schmitt. Fundamental Aspects of CO2 Metal Loss Corrosion/ Part II: Influence of Different Parameters on CO2 Corrosion Mechanism. // NACE CORROSION. - NACE international. - Houston. TX. - 2015. - Paper no. 6033.- p. 1-29.

64. Шашкин, М.А. Применяемые методы защиты для снижения негативного влияния механических примесей на работу ГНО. //Инженерная практика: науч. журн. 2010. №2 - С. 26-27.

65. Митрофанов А.В., Альхименко А.А., Колесов С.С., Шемякинский Б.А., Тихонов С.М., Кузнецов Д.В., Комиссаров А.А., Сидорова

E.П., Алексеева Е.Л. «Способ проведения испытаний проката для нефтепромысловых труб на коррозионно-абразивный износ». Патент 10.12.2018 г.

66. Alkhimenko, A. Several erosion test results of means of sand control/ Alkhimenko A., Shaposhnikov N., Shemyakinsky B., Tsvetkova A. // Статья в сборнике трудов конференции, 2019 г., с. 03005

67. Электронный ресурс. Справочник химика XXL. 2018. Chtm.21> info /122140/30814/.

68. Ф.А. Вальков. Неорганическая химия./ Учебник. Под ред.А.Ф. Лапицкого. // М. Изд. Мин, просвещения РСФСР.- 1963. - 484с.

69. Michel R/ Bonis. How to pressurize autoclaves for corrosion testing under CO2 and H2S pressure. / CORROSION 98// NACE International. Houston. -Paper No.102. - P. 1-21.

70. Легезин Н.Е., Глазов Н.П., Кессельман Г.С., Кутовая А.А. Защита от коррозии нефтепромысловых сооружений в газовой и нефтедобывающей промышленности. - М.- Недра. - 1973. - 176с.

71. Practical oilfield metallurgy and corrosion. / by Bruce D. Graid. - 2-nd ed. P. cm. // rev. ed. of: Practical oilfield metallurgy. - 1984.- Penn Well Publishing Company. - TN 871.5 - C7. - 1992

72. Ковалёв, М.А. Переход от натурных коррозионных испытаний цинковых покрытий к ускоренным через расчет коэффициента ускорения. / Ковалёв М.А., Альхименко А.А. Шапошников Н.О. Алексеева Е.Л.// Тезисы доклада на конференции, 2019 г., с. 108-109.

73. Ермаков, Б.С. Использование распыленных порошков для создания покрытий в сварных швах труб нефтепромысловых трубопроводов/ Ермаков Б.С., Альхименко А.А., Шапошников Н.О., Ермаков С.Б., Шатский Т.Е., Иголкин А.Ф. // Статья в сборнике трудов конференции «1ST INTERNATIONAL CONFERENCE ON CORROSION IN THE OIL AND GAS INDUSTRY, CR 2019», Saint Petersburg, 22-24 мая 2019 г., с. 113-118.

74. Брегман, Дж.И. Ингибиторы коррозии. / перевод с англ. - М.-Л. -Химия. - 1966. - 310с.

75. Камалетдинов, Р.С. Обзор существующих методов борьбы с коррозией нефтепромыслового оборудования. / Инженерная практика. - 2010.

- №6. - С. 16-24.

76. Базунова, М.В. Современный ассортимент реагентов для подавления роста сульфатвосстанавливающих бактерий / М.В. Базунова, А.М. Назаров., Г.К. Аминова // Вестник Башкирского университета. - 2006. - №3. -с. 40-48

77. Moon, K-M. Electrochemical analysis of the microbiologically influenced corrosion of steels by sulfate-reducing bacteria/ K-M. Moon, H-R. Cho, M-N. Lee//Metals and Materials Int. - vol.13.- №3. - 2007.- р.211-216.

78. Костицына, И.В., Оценка стойкости углеродистых и низколегированных сталей к бактериальной коррозии/ И.В. Костицына, В.П. Паршуков, А.И. Бирюков, А.Г. Тюрин //Вестник ЮУрГУ. - 2011.- №12. - с. 5457.

79. Вахитов, Т.М. Комплексные решения по повышению надежности эксплуатации внутрисважинного оборудования в осложненных условиях на месторождениях ОАО АНК «Башнефть». / Инженерная практика. - 2010. - №6.

- С. 38-46.

80. Клыков, В.Ю. Методы борьбы с коррозией ГНО в НГДУ «Воткинск» ОАО «Удмуртнефть». / Инженерная практика. - 2010. - №6. - С. 87-93.

81. Oryshchenko A.S., Mushnikova S.Y., Kharkov A.A., Kalinin G.Y. Study of stress corrosion cracking of austenitic steels in seawater // The European Corrosion Congress EUROCORR'2010, September 13 - 17, 2010, Moscow, Russia, el. reports, 12 p.

82. Ильин, А.В. Влияние содержания азота, термической и деформационной обработки на структуру и коррозионно-механическую прочность аустенитной хромомарганцевоникелевой стали / Ильин А.В., Мушникова С.Ю., Костин С.К.// Сборник материалов «Механические свойства современных конструкционных материалов», Научные чтения им.

143

чл.-корр. РАН И.А. Одинга. - ИМЕТ РАН Москва. - 6-7 сентября, 2016 г. - с. 70.

83. Гюлиханданов, Е.Л., Харьков А.А., Шахматов А.В., Алексеева Е.Л. Сравнительный анализ коррозионной стойкости сплавов инконель 718 и ЭП 718. / Химическое и нефтяное машиностроение. -2018. - Т. 54. - № 10. - С. 44-48.

84. Медведев А.П. Об усиленной коррозии трубопроводов систем сбора нефти/ Медведев А.П., Маркин А.Н. // Нефтяное хозяйство. 1995. №11. С. 56-59.

85. Ивановский, В.Н. Теоретические основы процесса коррозии нефтепромыслового оборудования. / Инженерная практика.//- 2010. - №6. - С. 4-14.

86. Зеленин, А.А. Оценка надежности трубопроводов нефтегазодобывающих организаций ПАО «Лукойл». / Инженерная практика. - 2016. - №9. - С.4-6.

87. Мухаметзянов, Р.И. Мониторинг коррозионного состояния промысловых трубопроводов. / Мухаметзянов, Р.И., Фаритов А.Т., Худяков М.А. // Коррозия. Территория НЕФТЕГАЗ. - 2017. - №3(38). - С. 12-14.

88. Alkhimenko, A. «Corrosion testing of experimental steels for oilfield pipelines». Статья в сборнике трудов конференции «1ST INTERNATIONAL CONFERENCE ON CORROSION IN THE OIL AND GAS INDUSTRY, CR 2019», Saint Petersburg, 22-24 мая 2019 г., с. 01001.

89. Алексеева, Е.Л. Оценка напряженно-деформированного состояния и растрескивания атмосферостойкой конструкционной стали методом акустоупругости / Алексеева, Е.Л., Альхименко А.А., Беляев А.К., Лобачев А.М., Полянский В.А., Ростовых Г.Н., Третьяков Д.А., Штукин Л.В., Яковлев Ю.А. // Научная статья в журнале «Строительство уникальных зданий и сооружений», № 12 (51), 2016 г., с. 33-44.

90. Кичигина, Н.А. Результаты ОПИ труб из сталей повышенной эксплуатационной надежности на месторождениях ООО «Лукойл-Перьм». / Инженерная практика. - 2016. - №9. - С. 8-15.

91. ГОСТ 9.506-87. ЕЗСКС. Ингибиторы коррозии металлов в водно-нефтяных средах. Методы определения защитной способности. М. Издательство стандартов. -1993. - 16с.

92. Стандарт организации ПАО «Газпром» 9.3 007- 2010. Методика лабораторных испытаний ингибиторов коррозии для оборудования добычи, транспортировки и переработки коррозионно-активного газа. М. ООО «Газпром-экспо». - 2011. - 92с.

93. Кудашов, Д.В. Испытания коррозионной стойкости труб из стали 05ХГБ./ Территория НЕФТЕГАЗ. - 2015. - №12. - С. 133-135.

94. Методика ЗАО «НИПЦ «НефтеГазСервис» № 966813-006593377520-2003/ Проведение испытаний различных марок сталей и чугунов на общую коррозию в лабораторных условиях. Самара. - 2004. - 14с.

95. M. Stern. Electrochemical Polarization: 1. A Theoretical Analysis of the Shape of Polarization Curves. / M. Stern, A.L. Geary. // J. Electrochemical Society. // 1957. - Vol. 104. - No.1. - P. 56-63.

96. M. Stern. A Method for Determining Corrosion Rate from Linear Polarization Dates. / Corrosion. // 1958/ - Vol. 14. - No,9. - P. 440-444.

97. Скорчеллетти, В.В. Теоретические основы коррозии металлов. / Л. - Химия. - 1973. - 263с.

98. Томашов, Н.Д. Теория коррозии и защиты металлов ./ Н.Д. Томашов. -Изд. АН СССР. -1959-527с.

99. Розенфельд, И.Л. Коррозия и защита металлов. / И.Л. Розефельд. М.: Металлург. -1969.- 448с.

100. Казанков, А.Ю. Влияние структурных особенностей углеродистых и низколегированных сталей на их коррозионную стойкость в водных средах. Дисс. На соиск.уч. ст. к.т.н. М. - 2016. -ФГУП «ЦНИИЧермет» им. И.П. Бардина.

101. NACE TM0616. Standard Test Method. Four - Point Bend Testing of Materials for Oil and Gas Applications. NACE International. Houston. TX. - 2016. - 20p.

102. ASTM G39 (latest revision), "Standard Procedure for Preparation and Use of Bent-Beam Stress-Corrosion Test Specimens" (West Conshohocken, PA: ASTM).

103. Романов О.Н., Никифорчин Г.Н. Механика коррозионного разрушения конструкционных сплавов. - М: Металлургия. - 1986. - 286с.

104. Механика разрушения и прочность материалов. / Справочное пособие под ред. В.В. Панасюка.- т.1-3. - Киев: Наукова думка. -1988.

105. Херцберг, Р.В. Деформация и механика разрушения конструкционных материалов. - М: Металлургия. - 1989. - 576с.

106. Морозов, Е.М. Механика упругопластического разрушения. М: Металлургия. - 1989. - 504с.

107. ГОСТ 9.901.1 - 89 (ИСО 7539/1-87). ЕСЗКС. Металлы и сплавы. Общие требования к методам испытаний на коррозионное растрескивание. М: Издательство стандартов.- 1993.- 10с.

108. Николаева, Е.А. Основы механики разрушения. Издательство Пермского ГТУ. - 2010. - 103с.

109. Паркинс Р.Н. Методы испытаний на коррозию под напряжением. / Паркинс Р.Н., Мацца Ф., Ромела Ж.Ж.//Защита металлов. - т. IX. - №5. - 1973. - С. 515-540.

110. Рекомендации. Расчеты и испытания на прочность. Методы механических испытаний металлов. Метод испытания на коррозионное растрескивание с постоянной скоростью деформирования. ВНИИНМАШ. -Москва. - 1988. - 37с.

111. Кушнаренко, В.М. Оценка и прогнозирование работоспособности металлов и сплавов оборудования, работающего в условиях воздействия коррозионных сред. / Кушнаренко В.М., Фот А.П. // Вестник Оренбургского ГУ. Г. Оренбург. - №1. - 2007. - С. 134-140.

146

112. NACE Standard TM 0198-2011. Slow Strain Rate Test Method for Screening Corrosion-Resistant Alloys for Stress Corrosion Cracking in Sour Oilfield Service. NACE International. - Houston.Texas.- 2011. - 21p.

113. ASTM G 129-00. Standard Practice for Slow Strain Rate Testing to Evaluate the Susceptibility of Metallic Materials to Environmentally Assisted Cracking. PA 19428-2959. USA. 2000. 7p.

114. Харьков А.А. Оценка склонности сталей к коррозионному растрескиванию при испытании с медленной скоростью деформирования/ Харьков А.А., Немчикова Л.Г., Михневич А.П., Билина С.Ю // Технология судостроения. -1990. - № 3.- С. 10-13.

115. G. Schmitt. Fundamental Aspects of CO2 Corrosion. / Advances in CO2 Corrosion. NACE. - Houston. - TX. - 1984. - Vol. 1. - P.10-19.

116. G. Schmitt, M. Horstemeier. Fundamental Aspects of CO2 metal loss corrosion. / Part II: Influence of different parameters on CO2 corrosion mechanisms. // Corrosion 2006. - NACE International. - Houston. - TX. - 2006. - Paper № 06112.

117. G. Schmitt, G. Schlerkmann. Corrosion Cracking of Steel in the System CO2/H2O. / Proc. 8th International Congress on Metallic Corrosion. Mainz. Germany. - Sept. 1981. - Vol. 1. - P. 426.

118. A. Baivani, D. Olson, B. Mishra. Stress Corrosion Cracking Evolution of Low Alloy Downhole Tubular Steel in CO2 Containing Environment at 175 °C. /NACE International. //Corrosion 2013. - Paper No 2418. Houston. TX.

119. ГОСТ Р 53678 - 2009 (ISO 15156 -2: 2003). Нефтяная и газовая промышленность. Материалы для применения в средах, содержащих сероводород, при добыче нефти и газа. Часть 2. Углеродистые и низколегированные стали, стойкие к растрескиванию, и применение чугунов. М. Стандартинформ.- 2011. - 25с.

120. Мосичев, В.И. Металлы и сплавы. Анализ и исследование. Методы атомной спектроскопии. Атомно-эмиссионный, атомно-адсорбционный и рентгено-флуоресцентный анализ. Справ. / В.И. Мосичев, Г.И. Николаев, Б.Д.

147

Калинин. Под ред. В.И. Мосичева. - СПб. НПО «Профессионал». - 2006. -716с.

121. Родионова, И.Г. Эволюция требований к сталям для нефтепромысловых трубопроводов повышенной коррозионной стойкости. / Родионова И.Г., Амежнов А.В. // Сборник тезисов Международной конференции «Коррозия в нефтегазовой отрасли». CORROSION OIL & GAS 2019. СППУ, NACE International. 22 -24 мая 2019г. Санкт-Петербург. Россия. С.100

122. Годовые отчеты о деятельности Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору. URL: http://www.gosnadzor.ru/osnovnaya deyatelnost otchety.

123. Феоктистова, М.В. Влияние химического состава и структурных факторов на коррозионную стойкость низколегированных сталей в водных средах // автореферат дисс. на соиск.уч. ст.к.т.н., ФГУП «ЦНИИчермет им. И.П. Бардина», 2018, 177 с.

124. ASTM G3-2004. Standard Practice for Conventions Applicable to Electrochemical Measurements in Corrosion Testing.

125. ASTM G59 -2003. Standard Test Method for Conducting Potentiodynamic Polarization Resistance Measurements

126. ASTM G102-1999. Standard Practice for Calculation of Corrosion Rates and Related Information from Electrochemical Measurements

127. Pourbaix M. Atlas of Electrochemical Equilibria in Aqueous Solution. / M. Pourbaix. Oxford: Pergamon Press Limited. - 1966. - 644p.

128. Костицына, И.В. Исследование коррозионной стойкости материалов насосно-компрессорных и нефтегазопроводных труб на месторождениях ОАО «Лукойл». Подбор материалов для применения в коррозионно-активных средах. / И.В. Костицына. // Инженерная практика. -2011. - №11-12. - С. 18-21.

129. Скорчеллетти, .В.В. Теоретическая электрохимия. / Л. Госхимиздат. - 1963. -609с.

130. Зорин, А.Е. «Влияние упругопластической деформации на коррозионно-механические характеристики трубных сталей»// Автореферат дисс. на соиск.уч.ст.к.т.н. М. Ин-т Губкина, 2009, 18 с.

131. Казанцев, А.Г. Прогнозирование склонности стали 10ГН2МФА к замедленному деформационному коррозионному растрескиванию в высокотемпературной воде // Казанцев А.Г., Зубченко А.С., Харина И.Л., Григорьев В.А., Журов Р.Ю. Петрова О.Ю.// Вестник МГТУ им. Г.И. Носова, Металловедение и термическая обработка, 2009, №1, с.58-64)

132. Родников, В.А. Структура и свойства труб нефтяного сортамента после упрочняющей термической обработки с ускоренным нагревом.// Дисс. на соиск. Уч.ст.д.т.н., Днепропетровск, 1985, 22 с.)

133. Мушникова С.Ю. Определение склонности к коррозионному растрескиванию судостроительных сталей / Мушникова С.Ю., Харьков А.А., Попов В.И., Калинин Г.Ю. // Материалы международной конференции «Фундаментальные аспекты коррозионного материаловедения и защиты металлов от коррозии», посвященной 110-летию со дня рождения члена-корреспондента АН СССР, профессора Г.В. Акимова, г. Москва, ИФХЭ РАН, ФГУП ВИАМ, 18-20 мая 2011 г., с. 38.

134. Кравченко, А.Ю. Влияние температуры горячей воды, закачиваемой в нагнетательные скважины, на добычу нефти./ Кравченко, А.Ю., Погосов О.Ю., Абдул Хусейн А.Р.// Восточно-европейский журнал передовых технологий. 3/8(63), 2013, с.35-39.

Приложение А

Приложение А

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Санкт-Петербургский политехнический университет Петра Великого»

ПОЛИТЕХ

Санкт-Петербургский политехнический университет Петра Великого

УТВЕРЖДАЮ Первый проректор «СПбПУ» В.В. Сергеев

2022 г.

МЕТОДИКА

«Ускоренных испытаний низколегированных трубных сталей на сульфидное коррозионное растрескивание с медленной скоростью

деформации»

Разработал:

А.А. Альхименко

Санкт-Петербург 2022 г.

ОГЛАВЛЕНИЕ

Стр

1. Область применения 3

2. Нормативные ссылки 3

3. Определения и термины 4

4. Обозначения 5

5. Общие положения 6

6. Образцы для испытаний 7

7. Испытательная среда 8

8. Испытательная установка 9

9. Проведение испытаний 12

10. Обработка результатов испытаний 13

11. Требования по безопасности труда 13

1. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

1.1. Настоящая методика предназначена для определения чувствительности низколегированных трубных сталей к сульфидному растрескиванию в присутствии сероводорода (SSC) при проведении ускоренных испытаний с медленной скоростью деформации.

1.2. Методика устанавливает требования к проведению ускоренных испытаний по величине скорости деформации, используемым образцам и к испытательной установке.

1.3. Методика позволяет определять критерии, по которым определяется чувствительность сталей к SSC, а также оценивать влияние таких параметров коррозионной среды как рН раствора, температура, концентрация хлоридов.

1.4. Методика не распространяется на определение склонности к SSC коррозионностойких сталей и сплавов.

2. НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

2.1. ГОСТ Р 9.905-85 Единая система защиты от коррозии и старения. Методы коррозионных испытаний. Общие требования.

2.2. Г0СТ9.901.1-89. Единая система защиты от коррозии и старения. Металлы и сплавы. Общие требования к методам испытаний на коррозионное растрескивание

2.3. ANSI/NACE TM0177-2016. Standard Test Method. Laboratory Testing of Metals for Resistance to Sulfide Stress Cracking and Stress Corrosion Cracking in H2S Environments.

2.4. NACE TM0198-2011. Standard Test Method. Slow Strain Rate Test Method for Screening Corrosion-Resistant Alloys for Stress Corrosion Cracking in Sour Oilfield Service.

2.5. ASTM Standard G129-00-2003. Standard Practice for Slow Strain Rate Testing to Evaluate the Susceptibility of Metallic Materials to Environmentally Assisted Cracking.

2.6. ГОСТ 6709-72 Вода дистиллированная. Технические условия.

2.7. ГОСТ 4233-77 Реактивы. Натрий хлористый. Технические условия.

2.8. ГОСТ61-75. Реактивы. Кислота уксусная. Технические условия.

2.9. ГОСТ 5272-68. Коррозия металлов. Термины.

3. ОПРЕДЕЛЕНИЯ И ТЕРМИНЫ

3.1. Основные определения и термины, применяемые в настоящей методике, даются по ГОСТ 5272-68 или соответствуют общепринятым и устоявшимся представлениям, которые характеризуют рассматриваемые процессы или характеристики исследуемых материалов и коррозионной среды.

3.2. Коррозионное растрескивание (SCC - Stress Сопшюп Cracking) -разрушение сталей и сплавов при одновременном воздействии коррозионной среды и внешних или внутренних растягивающих напряжений с образованием межкристаллитных или транскристаллитных трещин.

3.3. Сульфидное растрескивание (SSC - Sulfide Stress Cracking) -разрушение сталей и сплавов при одновременном воздействии влажного или растворенного в водной среде сероводорода и внешних или внутренних растягивающих напряжений с образованием межкристаллитных или транскристаллитных трещин. Является частным случаем коррозионного растрескивания.

3.4. Метод испытаний с медленной скоростью деформации (SSRT - Slow Strain Rate Test) - метод ускоренных испытаний сталей и сплавов на коррозионное растрескивание, при котором испытуемый образец, погруженный в коррозионную среду. постоянно растягивается с медленной скоростью до полного разрушения. Скорость растяжения должна быть такой, чтобы за время испытаний проявилась чувствительность к коррозионному растрескиванию в заданной коррозионной среде.

4. ОБОЗНАЧЕНИЯ

4.1. О0.2 — условный предел текучести стали, МПа;

4.2. Оп - пороговое напряжение, ниже которого сталь не проявляет склонности к SSC при испытаниях, МПа;

4.3. Ко = Оп/Оо.2 - коэффициент, показывающий степень склонности стали к SSC;

4.4. £в — относительная деформация, соответствующая разрушению образца стали на воздухе, %;

4.5. £п - пороговая относительная деформация, соответствующая разрушению образца стали в коррозионной среде, %;

4.6. К£ = £п/ £в — коэффициент, показывающий степень воздействия коррозионной среды на снижение пластичности (относительной деформации).

5. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

5.1. Испытания при медленной скорости деформации (SSRT) [95,96] заключаются в приложении к образцу малой скорости деформации растяжением или изгибом в средах, обеспечивающих протекание электрохимических реакций.

5.2. Испытания с постоянной скоростью деформации относится к ускоренным методам испытаний на коррозионное растрескивание, и подобно другим ускоренным методам, его обоснованность зависит от условий, в которых он используется. При испытании по данной методике разрушение образцов обычных размеров происходит не более, чем за 100 часов.

5.3. Разрушение образца при испытаниях с медленной скоростью деформации будет происходить либо вследствие коррозионного растрескивания, либо вязко, в зависимости от того, насколько чувствителен

материал к SSC в данной среде. Причины разрушения дополнительно могут быть были изучены с помощью металлографических исследований.

5.4. Несмотря на кажущееся различие между испытаниями при статическом задании нагрузки по NACE TM0177 и при медленной скорости деформации образца, механизм распространения трещины одинаков. При постоянной нагрузке распространение трещины также происходит в условиях малой динамической деформации (ползучести), протекающей в месте действия концентратора напряжений. Таким концентратором может быть дефект структуры или локальное коррозионное повреждение. Главное, чтобы при заданной скорости деформации успевали пройти электрохимические процессы растворения металла с образованием ионов водорода и диффузионные процессы подвода водорода к вершине трещины.

5.5. У низколегированных трубных сталей склонность к SSC в максимальной степени проявляется при скорости деформации ~1-5 10-6 с-1. Проведение испытаний при более низких скоростях деформации приведут к большой затяжке времени испытаний, При достаточно больших скоростях не успеют пройти коррозионные процессы растворения металла при образовании и распространении трещины.

5.6. При испытании с постоянной медленной скоростью деформации растяжение образца начинают от нулевой нагрузки и продолжают до разрушения образца с построением диаграммы растяжения в координатах о -£, где £ - относительная деформация образца.

5.7. Критериями склонности низколегированной трубной стали к SSC являются пороговые напряжения, если разрушение произошло при напряжении ниже условного предела текучести в области упругих деформаций, или пороговые деформации, если разрушение произошло выше условного предела текучести в области пластической деформации.

5.8. Для проведения сравнительной оценки степени чувствительности низколегированных трубных сталей к SSC используется коэффициенты Ко или К£. Для этого при заданной скорости деформации строятся две кривых:

155

одна на воздухе, а другая в коррозионной среде, по которым определяются или ап, при разрушении ниже предела текучести, или £в и £п при разрушении выше предела текучести (рисунок 1).

1200

К»

ЕГП = Éí>4

■I гт= 562

сп=;эе ÍT п = 1 El

-3 4Х М_ы: здуя

34ХМ_Н25

-Q9r2C_H2S

ЕЕ = IOS ЕП= 21S

ЕЕ = ЧЯ ЕГТ = 4fí

ЕБ=215£ ЕП = 3754

О 5 LO 13 20 1Ъ 30 35 40 45

огнен итёлььэч цефср у.эции., %

Рисунок 1 - Иллюстрация кривых разрушения на воздухе и среде H2S

6. ОБРАЗЦЫ ДЛЯ ИСПЫТАНИИ

6.1. Образцы для испытаний вырезаются вдоль направления листового проката или трубной заготовки.

6.2. Образцы цилиндрической формы с диаметром рабочей части 6,35 мм (рисунок 2) полностью соответствуют образцу, указанному в NACE TM0177 (метод А). Это позволяет проводить корректное сравнение результатов, полученных при испытаниях обоими способами.

Рисунок 2 - Образец для испытаний сталей на SSC 6.3. При проведении испытаний с медленной скоростью деформации каждой стали конкретной плавки и партии (садки при термической обработке листового проката или трубных заготовок) необходимо испытать не менее 3 образцов (1 на воздухе и 2 в коррозионной среде).

7. ИСПЫТАТЕЛЬНАЯ СРЕДА

7.1. Испытательной средой является водный раствор при рН 2,8, содержащий хлористый натрий и уксусную кислоту и насыщенный сероводородом.

7.2. Раствор готовится в отдельной емкости из инертного материала с использованием химически чистых реактивов в следующих пропорциях: 50 г хлористого натрия по ГОСТ 4233-77; 5 г уксусной кислоты по ГОСТ 61-75; 945 г дистиллированной воды по ГОСТ 6709-72.

7.3. После приготовления раствора проводится обязательное измерение уровня рН, поддерживая его в пределах 2,6-2,8 рН.

8. ИСПЫТАТЕЛЬНАЯ УСТАНОВКА

8.1. Испытательная установка состоит из 4 основных блоков:

- емкость для установки образца в коррозионную среду;

- разрывная машина, позволяющая создавать растягивающие напряжения в образце от нуля до полного разрушения с постоянно заданной скоростью деформации;

- система подачи нейтрального газа и сероводорода в емкость с образцом, находящимся в коррозионной среде;

- система мониторинга процесса испытаний с компьютерной записью изменения во времени напряжений и деформаций в образце.

8.2. Емкость для установки образца в коррозионную среду

8.2.1 Емкость должна быть выполнена из оргстекла или другого инертного к коррозионной среде материала стойкого при температуре не менее 90 0С.

8.2.2 Емкость должна быть полностью герметичной как для коррозионного раствора, так и продуваемых через раствор газов.

8.2.3 Внутри емкости должен находиться змеевик из инертного материала, через который осуществляется циркуляция разогретой от термостата жидкости для поддержания заданной температуры раствора.

8.2.4 Емкость должна иметь термометр или другое средство измерения температуры раствора.

8.3. Разрывная машина

8.3.1 Для проведения испытаний трубных сталей на стойкость против сульфидного коррозионного растрескивания с медленной скоростью деформации необходима разрывная машина, позволяющая проводить испытания со скоростью относительной деформации ~ 10-6 с-1. При использовании образцов, у которых длина рабочей части равна 25,4 мм (рисунок 2), скорость нагружения (скорость перемещения захватов) испытательной машины должна составлять ~ 1,3 10-3 мм/мин.

8.3.2 Разрывная машина должна доводить до разрыва при растяжении образцы диаметром 6,35 мм низколегированных сталей любой прочности, которые используются в нефтегазовой отрасли. Рекомендуется пользоваться разрывными машинами, создающими растягивающие усилия не менее 50 кМ

8.3.3 Захваты разрывной машины должны обеспечивать осевое растяжение образцов в процессе испытаний.

8.4 Система подачи нейтрального газа и сероводорода в емкость с образцом, находящимся в коррозионной среде

8.4.1. Испытание сталей на SSC при насыщении испытательного раствора сероводородом требует удаления из раствора кислорода. Для этого раствор в испытательной емкости необходимо предварительно продуть инертным газом (азотом, аргоном или гелием) высокой степени очистки по кислороду.

8.4.2. Установка должна быть оборудована системой подвода и удаления газов после их прохождения через раствор в испытательной емкости (рисунок 3).

з 1

Рисунок 3 - Блок-схема подвода газов к испытательной емкости. 1-разрывная машина; 2 - испытательная емкость; 3 - распределительная коробка подключения газов; 4 - буферная емкость; 5 - газовые баллоны; 6 - емкость

для нейтрализации сероводорода; 7 - сигнализатор утечки Н^; 8 - вытяжная

вентиляция.

8.4.3. Сероводород, подается из баллона (5) через понижающий редуктор по газопроводу, который изготовлен из газонепроницаемого коррозионностойкого материала, на распределительную коробку (3). Распределительная коробка снабжена специальным вентилем, позволяющим регулировать скорость газового потока или полностью его перекрывать. От распределительной коробки газ с нужной скоростью поступает в испытательную емкость (2) для насыщения раствора.

8.4.4. После прохождения через раствор сероводород поступает в буферную емкость, заполненную частично дистиллированной водой (4), а затем в нейтрализатор, заполненный 10% раствором №ОН (6).

8.5 Для контроля за ходом проведения испытаний и получения необходимой информации установка должна через специальные тензометрические датчики с помощью программного обеспечения (ПО), обеспечивать запись данных в виде таблиц EXСEL или построение диаграммы разрушения образца в координатах «деформация - напряжение».

9. ПРОВЕДЕНИЕ ИСПЫТАНИЙ

9.1. В отдельной емкости подготовить испытательный раствор и соответствии с п.п. 7.1-7.3.

9.2. Предварительно обезжиренный образец исследуемой стали (рис. 2) установить в испытательную емкость, ввинтив его по резьбе на головках образца в верхнюю и нижнюю крышки емкости.

9.3. Установить емкость с образцом в захваты верхней и нижней траверзы разрывной машины и в ручном режиме управления устранить люфты в соединении образца с захватами.

9.4. Присоединить шланги системы подачи газов к входным и выходным штуцерам испытательной емкости.

9.5. Залить раствор в испытательную емкость и герметично закрыть входной кран.

9.6. Подать в емкость инертный газ для очистки раствора от кислорода в течение 30-40 минут.

9.7. После продувки инертным газом в течение 30-40 минут подавать сероводород для насыщения раствора, а затем до окончания испытаний для сохранения концентрации сероводорода на постоянном уровне продувать его через раствор со скоростью 3-5 пузырьков в минуту.

9.8. Включить работу разрывной машины в автоматическом режиме. С этого момента фиксируется момент начала испытаний и изменение параметров растяжения образца.

9.9. При разрыве образца фиксируется время окончания испытаний. Установка автоматически выключается.

Примечания:

1. При проведении сравнительных испытаний на воздухе п.п. 9.1, 9.2, 9.4-9.7 не выполняются.

2. При проведении испытаний при температуре раствора выше температуры воздуха после мероприятия, предусмотренного п.5, производится подогрев раствора до заданной температуры и ее поддержание на постоянном уровне с точностью ±2 0С.

10. ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ ИСПЫТАНИЙ

10.1. Полученные результаты оформляются в виде протокола испытаний (Приложение А).

11. ТРЕБОВАНИЯ ПО БЕЗОПАСНОСТИ ТРУДА

11.1. Для ведения подготовительных работ и проведения испытаний допускаются квалифицированные специалисты, прошедшие инструктаж по охране труда и техники безопасности и изучившие инструкцию по

проведению испытаний на испытательной установке.

161

11.2. Для обеспечения электробезопасности разрывная машина должна быть надежно заземлена.

11.3. При проведении испытаний на SSC с целью исключения случайных протечек растворов из испытательной емкости на вал подвижной траверзы на нижний захват образца установлен поддон, выполненный из инертного к коррозионной среде материала (например, винипласта).

11.4. При обращении с H2S необходимо соблюдать меры предосторожности, и любые эксперименты, предполагающие его использование, должны быть тщательно спланированы. Максимально допустимая концентрация H2S в воздухе в соответствии с требованиями OSHA для восьмичасового рабочего дня составляет 20 частей на миллион (ppm), что намного превышает уровень содержания H2S, определяемый по запаху.

11.4.1. Все испытания должны проводиться с соответствующей вентиляцией для откачки H2S. Скорости течения H2S в ходе испытаний должны сохраняться низкими с тем, чтобы свести к минимуму выброс газа. Для уменьшения количества выбрасываемого H2S на выходе использовать 10% абсорбирующий раствор каустической соды. Каустическая сода периодически, по мере необходимости, заменяется свежей порцией раствора. Для предотвращения обратного потока раствора каустической соды в испытательный сосуд в случае прерывания течения H2S предусматривается установка буферной емкости.

11.4.2. По окончании испытаний ячейка с раствором после отключения от системы подвода и отвода газов извлекается из захватов разрывной машины и помещается в промывочную раковину. В раковину устанавливается емкость с 10% раствором каустической соды, в которую переливается раствор из ячейки с целью нейтрализации сероводорода. После нейтрализации ячейка промывается проточной водой.

11.5. Газовые баллоны устанавливаются в отдельном помещении, отделенным от испытательной установки бетонной стеной, надежно

фиксируются для предотвращения опрокидывания и повреждения днища баллона

Протокол испытаний № ...

Мар ка стал и № плав ки № парт ии С0.2 М Па Условия испытаний Определяемые параметры Примеча ние

Сре да Температ ура, 0С Скорость деформа ции, с-1 Сп, М Па К С Еп, % Вв, % К Е

1 13

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

2

Разрывная машина - тип ... Зав. № ..., свидетельство о поверке .... Начало испытаний -Окончание испытаний -Заключение:

Ответственный за проведение испытаний - (ФИО) Заведующий лабораторией - (ФИО)

Приложение Б

Р О С тШ ШАШ ФВДШРАЩШ!

УГгу

ф фф ■

СВИДЕТЕЛЬСТВО

о государственной регистрации программы для ЭГСМ

№ 2019663575

Про! рачма для выбора марки стали или сплава по забавным параметрам

] [р.элпобладатель: федеральное государственное йбЯЮНОМИОе оора ¡овательное учреждение высшего образовании

( апит-Нетербургский па I итехни чеекии уи иверситет Петра Великого" (ФГЛОУ ВО ЧШПУ") (Ш)

Авторы: Давыдов Артем Дмитриевич (КИ), Альхименно Алексей Александрович (Ш?), Шапошников Никита Олегович (ИII), Харьков Александр Аркадьевич (ЯП)

Заявках» 2019662339

Дж а пост иен ни ОН 11П [1Н 2019 I,

Дитз государе пскиой регистрации в 1'сссп ре программ для ЭВМ /Л октября 2019 А

¡'ушники/wfi.ui Федеральной службы по интеллектуальной еобсшеннасти

Г. П. Нялиев

Ш га & ей Ш1ШЖШ Ш т ^^^ЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖ

Приложение В

УТВЕРЖДАЮ:

Ректор ,им. Л.Н. Толстого» /_К.А. Подрезов

20 г.

АКТ

I

технической комиссии о внедрении научных положений и результатов диссертационной работы соискателя ФГАОУ ВО «СПбПУ Петра Великого» Альхименко Алексея Александровича

Комиссия ФГБОУ ВО «Тульский государственный педагогический университет им. Л.Н. Толстого» в составе: председатель комиссии:

Сергеев Александр Николаевич, доктор педагогических наук, профессор, заведующий кафедрой технологии и сервиса; члены комиссии:

Радченко Сергей Анатольевич, доктор технических наук, доцент, профессор кафедры технологии и сервиса;

Кутепов Сергей Николаевич, кандидат педагогических наук, доцент, доцент кафедры технологии и сервиса;

составила настоящий акт о том, что результаты диссертационной работы на соискание учёной степени кандидата технических наук Альхименко Алексея Александровича: метод испытаний на коррозионное растрескивание трубных сталей в агрессивных газовых средах; параметры для проведения испытаний на коррозионное растрескивание трубных сталей в хлоридных водных растворах, содержащих сероводород и углекислый газ; критерии, определяющие склонность на коррозионное растрескивание трубных сталей в хлоридных водных растворах, содержащих сероводород и углекислый газ; опытная установка и программное обеспечение для проведения испытаний; результаты верификации методики испытаний, могут быть использованы в нашей организации при создании ресурсосберегающих технологий обработки конструкционных металлических сплавов и композиционных материалов и прогнозирования их долговечности, а также для разработки учебно-методических материалов в области технологии и сервиса.

Председатель комиссии

Сергеев А.Н.

Члены комиссии

Приложение Г

Общество с о грани чин ной ответственностью Науч нем производственное предприятие

Юридический адрес: 300026, России, Тульская область, г. Тула, Рязанская, д. ЗК Фактически и ЛДрес? 300026, Россия, Тулъс коя область, г. Тула, Рязанская, Д, 3 К Электронна* почта: [e-mail]

ИНН 7107523753 КПП 710701») ОКГТО 64(53912&

ТУЛЬСКОЕ ОТДЕЛЕНИЕ N«61)4 ПАО СБЕРБАНК

(Лч ^7(051 ОЗЙООООЙМ16 ЫИК 047003608 ' кор/сч 3010! В103ООМООООЮв

АКТ

о внедрении научных положении и результатов диссертационной работы на со и с кап неучёной степени кандидата технических наук соискателя ФГАОУ ВО «СПбПУ Петра Великого» Альхнмеяко Алексея Александровича

Настоящий акт составлен о том, что результаты диссертационной работы на соискание ученой степени кандидата технических наук Альхименко Алексеи Александровича; метод испытаний на коррозионное растрескивание трубных сталей в агрессивных газовых средах; параметры для проведения испытаний на коррозионное растрескивание трубных сталей в хлоридных водных растворах, содержащих сероводород и углекислый газ; критерии, определяющие склонность на коррозионное растрескивание трубных сталей в хлорндных водных растворах, содержащих сероводород и углекислый газ; опытная установка и программное обеспечение для проведения испытаний; результаты верификации методики испытаний, могут быть использованы в нашей организации при создании ресурсосберегающих технологий обработки конструкционных металлических сплавов и композиционных материалов и прогнозирования их долговечности.

Генеральный директор ООО «НЛП Телар» Лауреат государственной премии РФ, Почётный машиностроитель РФ, Кандидат технических наук

теДар

Минаев И.В.