Коррозионная агрессивность

Действительно, в ряде случаев условия эксплуатации поверхностных слоев значительно отличаются от условий эксплуатации всего остального материала изделия. Так, например, если деталь (изделие) должна определять общую прочность, которая зависит от свойств металла и его сечения, то поверхностные слои часто дополнительно должны работать на абразивный или абразивно-ударный износ (направляющие станин, зубья ковшей землеройных орудий, желоба валков канатно-подъемных устройств и др.). Условия работы могут усложняться повышенной температурой, эрозиопно-коррозионным воздействием окружающей среды — морской воды, различных реагентов в химических производствах и др. В качестве примера ложно указать клапаны двигателей, уплотните л ыше поверхности задвижек, поверхности валков горячей прокатил и т. п.

Коррозия вблизи ватерлинии, т. е. в зоне периодического смачивания (от 0,4 до 1 м и более над уровнем морской воды), часто бывает усиленной (рис. 284), что обусловлено облегченным доступом кислорода к поверхности металла, ухудшением условий для возникновения и сохранения защитных пленок на металле при периодическом смачивании и энергичным коррозионным воздействием брызг морской воды (при быстром испарении брызг образуются кристаллики морской соли, смоченные насыщенным раствором, которые затрудняют появление и сохранение защитных пленок; лучи солнца нагревают металлы и ускоряют коррозионный процесс в условиях усиленной аэрации).

Сотрудниками Ок-Риджской национальной лаборатории [212] было облучено 42 г фреона-11 электронным пучком при температуре —70° С в присутствии образцов из меди и нержавеющей стали. При дозе поглощенной энергии 3-Ю9 эрг/г образовалось 28,3 мг хлора (в виде С1~) и 4,1 мг фтора (в виде F~), что соответствует выходам G(C1) = 0,31 и G(F) = 0,082. Хотя количество распавшегося фреона-11 и невелико, использовать его в качестве хладагента в условиях облучения невозможно в связи с коррозионным воздействием продуктов радиолиза на конструкционные материалы [212]. Более того, некоторое увеличение температуры существенно увеличивает выход продуктов разложения [175]. Так, облучение образцов при температуре —40° С должно привести к увеличению выхода разложения на порядок. Образец фреона-12 был облучен в жидком состоянии дейтонами с энергией 15 Мэв при достижении дозы примерно!,8-1010 эрг/г. Наблюдалось небольшое разложение образца: продукты радиолиза не идентифицированы [269].

Ресурс этих установок, однако, ограничен1. На рис. 5.27 показана часть МГД-генератора 200 МВт, впервые запущенного в 1978 г. и проработавшего 500 ч. Сегодня ясно, что для обеспечения надежной работы системы многое еще предстоит сделать в области разработки материалов. Высокие температуры в сочетании с коррозионным воздействием продуктов сгорания и присадки существенно снижают ресурс МГД-канала. Для перехода к промышленному использованию необходимо добиться существенного улучшения конструкции воздухоподогревателей и камер сгорания.

Возможные причины остановки развития усталостной трещины: притупление вершины трещины коррозионным воздействием агрессивной среды и образование окисной пленки, эффективно задерживающей выход на поверхность дислокаций; уменьшение в поверхностном слое напряжений, вызванных температурным градиентом; выход трещины из зоны активного фрет-тинг-процесса; заваривание трещины при циклическом знакопеременном деформировании некоторых металлов (медь, алюминий) в вакууме.

Для вывода основных соотношений, связывающих силу и плотность тока деформационной гальванопары с наводорожива-ющим и коррозионным воздействием среды на скачкообразном этапе развития трещины, проанализируем ситуацию в ее вершине.

Де-Тремблеем были созданы поршневые паровые машины, в цилиндрах высокого давления которых работал водяной пар, а в цилиндрах низкого давления — пары этилового эфира С4Н10О. Применение паров жидкости с низкой температурой кипения позволило получать на выхлопе из цилиндра низкого давления машины пар с низкой температурой при более высоком по сравнению с водяным паром давлении. Это повышало термодинамический к. п. д. установок в результате уменьшения конечной температуры цикла и уменьшало размеры цилиндра низкого давления за счет меньших удельных объемов пара. Де-Тремблей предлагал также использовать пары хлороформа СНС13 и сероуглерода CSa. Гоффман предложил применить в паровом двигателе негорючий четыреххлористый углерод СС14. Применение его, как и хлороформа, затруднялось коррозионным воздействием на конструкционные материалы. В США обсуждалась возможность создания паровой машины на парах сернистого углерода.

Применяемые в теплоэнергетике перлитные, ферритные и аустенитные стали при температуре до 500° С обладают очень высоким сопротивлением развитию трещин термической усталости. Низколегированные конструкционные и теплоустойчивые стали имеют определенное преимущество по сравнению с углеродистыми. Это согласуется с отмеченными выше закономерностями и подтверждает тенденцию увеличения сопротивления термической усталости перлитных сталей с повышением их жаропрочности. Достаточно высокое сопротивление росту трещин термической усталости аустенитных сталей можно объяснить их высокой пластичностью и незначительным коррозионным воздействием окружающей среды при температурах до 500° С.

Действительно, в ряде случаев условия эксплуатации поверхностных слоев значительно отличаются от условий эксплуатации всего остального материала изделия. Так, например, если деталь (изделие) должна определять общую прочность, которая зависит от свойств металла и его сечения, то поверхностные слои часто дополнительно должны работать на абразивный или абразивно-ударный износ (направляющие станин, зубья ковшей землеройных орудий, желоба валков канатно-подъемных устройств и др.). Условия работы могут усложняться повышенной температурой, эрозионно-коррозионным воздействием окружающей среды (морской воды, различных реагентов в химических производствах и др.). В качестве примера можно указать клапаны двигателей, уплотнительные поверхности задвижек, поверхности валков горячей прокатки и т.п.

10. Траектория трещин имеет сильно извилистый характер, что указывает на то, что она определялась главным образом коррозионным воздействием среды и микронеоднородностью стали.

10. Траектория трещин имеет сильно извилистый характер, что указывает на то, что она определялась, главным образом, коррозионным воздействием среды и микронеоднородностью стали.

Наиболее часто охлаждающим агентом является воде, коррозионная агрессивность которой зависит, в основном, от концентрации растворённого кислорода, содержания двуокиси углерода и других газов, рН, количестве и. состав» растворенных волей, а также от температуры и скорости потока.

ГОСТ 9.021 - 74. ЕСКЗС. Алюминий и сплавы алюминиевые. Методы ускоренных испытаний на межкристаллитную коррозию-ГОСТ 9.039 - 74. ЕСКЗС. Коррозионная агрессивность атмосферы . ГОСТ 9.040 - 74. ЕСКЗС. Металлы и сплавы. Расчетно-эксперименталышй метод определения коррозионных потерь в атмосферных условиях. ГОСТ 9.076 - 77. ЕСКЗС. Изделия электронной техники. Метод оценки коррозионной стойкости.

КОРРОЗИОННАЯ АГРЕССИВНОСТЬ СРЕД НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И УСЛОВИЯ КОРРОЗИОННОГО РАЗРУШЕНИЯ ПРОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Глава 1. Коррозионная агрессивность сред нефтяных и газовых месторождений и условия коррозионного разрушения промыслового оборудования . . 4

Коррозионная агрессивность водонефтяной эмульсии меняется в широких пределах в зависимости от состава водной фазы, ее соотношения с углеводородной фазой, состава и количества газообразных веществ. В пластовых условиях в нефти и пластовой воде растворено значительное количество газообразных предельных углеводородов, углекислого газа, сероводорода, кислорода. Коэффициент растворимости некоторых газов в воде при 20 ° С и давлении 0,1 МПа имеет, по М. Маскету, следующие значения:

С конструкцией скважин (фонтанная, газлифтная, насосная) и условиями эксплуатации связаны структура газожидкостного потока и его -коррозионная агрессивность. При фонтанном способе добычи нефти продукция отличается малой обводненностью. Водная фаза стабилизирована внутри нефти и оказывает незначительное коррозионное воздействие на металл. При газлифтных способах добычи нефти агрессивность водонефтяного потока и его структура зависят от состава сжатого газа. При добыче сероводородсодержащей нефти присутствие воздуха приводит к значительным коррозионным разрушениям. При использовании неочищенных газов, содержащих сероводород, скорость коррозионного разрушения оборудования значительно возрастает. Изменение давления и температуры по стволу скважины влияет на агрессивность газожидкостного потока. Снижение температуры смеси на выходе из скважины приводит к выделению неорганических солей и парафинов, способствующих экранированию поверхности металла за счет образования защитных пленок. Однако в этих условиях усиливается действие макрогальванических пар, приводящих к локальному разрушению поверхности.

В установках подготовки нефти при получении товарной нефти из сырой нефти выделяется несколько фаз: нефтяной газ, газовый конденсат, сточная вода. Коррозионное воздействие этих фаз различается по характеру и степени интенсивности. Интенсивность коррозионного разрушения оборудования растет в результате ввода в нефть в процессе ее обезвоживания и обессоливания де-эмульгаторов — дисолвана 4411, Серво, ОП-7, ОП-10 и др. Усиление коррозии под влиянием деэмульгаторов связано с их сильным гидрофилизирующим и моющим действием, в результате чего на поверхности металла образуется тонкая пленка воды. Коррозионная агрессивность фаз, выделяющихся в процессе подготовки нефти, зависит от их состава и других факторов.

Газовый конденсат. По диэлектрическим свойствам газовый конденсат близок к нефти, однако при наличии сероводорода, углекислого газа, кислорода, воды он становится коррозионно-активным. В отличие от нефти он не содержит природных компонентов, обладающих защитными свойствами, поэтому его коррозионная агрессивность проявляется особенно интенсивно.

Более качественно газ осушают диэтиленгликолем (ДЭГ). Применяют его в концентрированном виде, а при насыщении влагой концентрация ДЭГа в растворе составляет 60—70%. В таком виде он подвергается регенерации при повышенной температуре. С ростом температуры коррозионная агрессивность растворов ДЭГ увеличивается и достигает максимума при температуре кипения, равной 100—120 °С, а затем уменьшается. При этом скорость коррозии в паровой фазе растворов ДЭГ выше скорости коррозии в жидкой фазе, что связано

Для очистки газа от сероводорода используют моноэтаноламин (МЭА), ди-этаноламин (ДЭА) и триэтаноламин (ТЭА). Они хорошо растворимы в воде, и поэтому их применяют в виде водных растворов. При температурах 40—80 °С они хорошо поглощают сероводород, а при температурах ПО—140 °С выделяют его. Наиболее распространена очистка от кислых компонентов МЭА и ДЭА. Растворы эти имеют рН=12,7, сами по себе они не агрессивны. Коррозионная агрессивность увеличивается по мере насыщения кислыми компонентами, повышения температуры и соответствующего снижения рН. Наиболее сильная коррозия как углеродистых, так и нержавеющих сталей, особенно в местах сварки, наблюдается при температуре, близкой к 100 "С. Наличие чистого сероводорода в растворах этаноламинов делает коррозионную агрессивность их ниже, чем в совокупности с углекислым газом. При этом общее содержание кислых газов в растворах этаноламинов не должно превышать 0,3—0,4 моля газа на 1 моль амина, особенно, если используют оборудование из углеродистых сталей. Превышение содержания кислых компонентов может привести к пересыщению раствора этаноламина, выделению их и, соответственно, резкому усилению коррозионных процессов.

Максимальной коррозионной агрессивностью обладает сырьевой природный газ, содержащий коррозионно-активные компоненты. Коррозионная агрессивность его зависит от наличия двуокиси углерода, сероводорода, минерализованной воды, рабочего и парциального давлений, температуры и других составляющих.