Оцінка характеристик матеріалів нафтогазопроводів при внутрішньотрубній корозії

Abstract

У дисертації наведено обґрунтування та вирішення науково-технічної задачі, яка полягає у встановленні умов виникнення та швидкості поширення внутрішньої корозії нафтогазопроводів. Показано, що однією з причин корозійного руйнування трубопроводів 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. Запропоновано та обґрунтовано новий параметр для оцінки процесів корозії, що є певним характеристичним значенням концентрації шкідливих домішок, з досягненням якого відбувається різке зростання швидкості корозії сталі 17Г1С. Показано, що експлуатаційне старіння сталі понижує корозійну тривкість трубопроводів. Встановлено, що електродні потенціали та мікротвердість в різних зонах зварного з’єднання суттєво залежать від структурно-хімічної неоднорідності та режимів термічної обробки. Всі досліджені види термообробки приводять до підвищення корозійно-механічної тривкості зварних з’єднань, при цьому найбільш суттєвий вплив справляв відпал і нормалізація з високим відпуском. Вдосконалена методика оцінки технічного стану трубопроводів через параметри тріщиностійкості з метою використання отриманих результатів для прогнозування їх ресурсу.

При оценке трещиностойкости трубопроводов необходимо считаться с возможностью их перегрузок, например при оползневых явлениях, которые приводят к появлению пластической деформации, а также с наводороживанием материала в рабочих средах, прежде всего в местах концентрации напряжений, что может дополнительно отрицательно повлиять на кратковременную и усталостную трещиностойкость. Установлено, что суммарное действие предварительного пластического деформирования и наводороживание уменьшает почти в 4 раза кратковременную трещиностойкость стали трубопроводов, а сопротивление подрастанию усталостной трещины может уменьшиться на порядок.

The substantiation and solution of scientific and technical problem which lies in determination of conditions of origin and propagation rate of internal corrosion of oil-and-gas pipelines are given in this dissertation. It is shown, that one of the reasons of corrosion damage of pipelines is the presence of hydrogen sulphide and also carbon dioxide and low-molecular carboxylic acids admixtures in the products of deposits, which under high temperature and pressure conditions causes intensive internal corrosion. A new parameter for estimation of corrosion processes is proposed and substantiated. This is certain characteristic value of concentration of harmful admixtures, and on reaching it abrupt growth of corrosion rate of 17Г1С steel occurs. It is shown, that the operating ageing of steel reduces corrosion resistance of pipelines. It is determined, that electrode potentials and miicrohardness in different areas of the welded connection substantially depend on structural-chemical hheterogenic and heat treatment conditions. All explored types of heat treatment result in the increase of stress corrosion stability of the welded connections; here the annealing and high-temperature tempering normalization had the most substantial influence. The method of maintenance estimation of the pipelines by means of the crack-resistance parameters was improved with the purpose of using the findings for fatigue prediction.