Будь ласка, використовуйте цей ідентифікатор, щоб цитувати або посилатися на цей матеріал: http://elartu.tntu.edu.ua/handle/lib/42068

Назва: Dependence of the rate of corrosion and hydrogen diffusion of 09Mn2Si steel on the concentration of hydrogen sulphide in chloride-acetate environments
Інші назви: Залежність швидкості корозії та дифузії водню сталі 09Г2С від концентрації сірководню в хлоридацетатних середовищах
Автори: Дацко, Богдан Миколайович
Чучман, Мар’ян Романович
Івашків, Василь Романович
Галайчак, Світлана Анатоліївна
Datsko, Bohdan
Chuchman, Maryan
Ivashkiv, Vasyl
Halaichak, Svitlana
Приналежність: Фізико-механічний інститут імені Г. В. Карпенка Національної академії наук України, Львів, Україна
Karpenko Physico-Mechanical Institute of National Academy of Science of Ukraine, Lviv, Ukraine
Бібліографічний опис: Dependence of the rate of corrosion and hydrogen diffusion of 09Mn2Si steel on the concentration of hydrogen sulphide in chloride-acetate environments / Bohdan Datsko, Maryan Chuchman, Vasyl Ivashkiv, Svitlana Halaichak // Scientific Journal of TNTU. — Tern. : TNTU, 2023. — Vol 109. — No 1. — P. 130–137.
Bibliographic description: Datsko B., Chuchman M., Ivashkiv V., Halaichak S. (2023) Dependence of the rate of corrosion and hydrogen diffusion of 09Mn2Si steel on the concentration of hydrogen sulphide in chloride-acetate environments. Scientific Journal of TNTU (Tern.), vol. 109, no 1, pp. 130-137.
Є частиною видання: Вісник Тернопільського національного технічного університету, 1 (109), 2023
Scientific Journal of the Ternopil National Technical University, 1 (109), 2023
Журнал/збірник: Вісник Тернопільського національного технічного університету
Випуск/№ : 1
Том: 109
Дата публікації: 21-бер-2023
Дата подання: 24-січ-2023
Дата внесення: 5-лип-2023
Видавництво: ТНТУ
TNTU
Місце видання, проведення: Тернопіль
Ternopil
DOI: https://doi.org/10.33108/visnyk_tntu2023.01.130
УДК: 620.193
Теми: корозія
наводнювання
сірководень
водень
дифузія
corrosion
hydrogenation
hydrogen sulfide
hydrogen
diffusion
Кількість сторінок: 8
Діапазон сторінок: 130-137
Початкова сторінка: 130
Кінцева сторінка: 137
Короткий огляд (реферат): Досліджено швидкість корозії електрохімічним і гравіметричним методами та дифузію водню методом Деванатхана-Стахурського сталі 09Г2С у хлоридно-ацетатних середовищах з різною концентрацією сірководню. Встановлено, що зі зростанням концентрації сірководню у хлорид-ацетатному середовищі до ~100, 1000 мг/дм3 та ~2800 мг/дм3 швидкість корозії сталі 09Г2С зростає в ~1,48; 1,58 та ~1,64 раза за 24 год експозиції. За 720 год вона збільшується в ~1,8 та ~3,3 раза за його концентрації ~1000 мг/дм3 та насиченням відповідно, натомість за ~100 мг/дм3 вона знижується в ~1,8 раза. Це зумовлено формуванням суцільних сульфідних плівок на поверхні сталі. Електрохімічними дослідженнями показано, що за насичення сірководнем розчину 5% NaCl + 0,5% CH3COOH на початку експозиції за 1 год швидкість корозії сталі 09Г2С зростає у ~4,0 раза та контролюється катодним процесом. Збільшення концентрації сірководню від 0 до 1,5 г/дм3 супроводжується зміщенням потенціалів корозії в область від’ємніших значень: від -0,58 до -0,64 В і зростанням швидкості корозії від 0,072 до 0,172 мА/см2. У всіх випадках корозія зразків перетікає за катодного контролю. Показано, що об’ємна кількість водню в сталі 09Г2С зростає лінійно зі збільшенням вмісту H2S розчині від 100; 500; 1500 та 2800 мг/дм3 в 1,2; 1,5; 1,9 та 2,5 раза відповідно та не залежить від товщини мембрани. Дифузія водню натомість підвищується від 0,9·10-6 до 2,7 10-6 см2/с зі зростанням товщини від 0,75 до 1,50 мм і не залежить від вмісту H2S, а незначний її розподіл за товщиною мембрани 8,2 10-7 - 8,9 10-7, 1,3 10-7 - 1,6 10-7 та 2,4 10-7 - 2,7 10-7 cm2c-1 пов’язаний зі нерівномірним розподілом катодних та анодних ділянок на вхідній стороні мембрани внаслідок утворення сульфідних плівок на поверхні мембрани, що призводить до зростання максимуму анодного струмів та подальшу зміну характеру анодних кривих, а саме, їх зменшення з часом та зростання з підвищенням концентрації сірководню у розчині на відміну за рівномірної катодної поляризації поверхні мембрани для традиційного вимірювання дифузії водню методом Деванатхана-Стахурського.
It is found that with increasing concentration of hydrogen sulphide (H2S) to 100, 1000 and 2800 mg/dm3 (H2Ssat) the corrosion rate (C) of steel 09Mn2Si increases by ~1,48; 1,58 and ~1,64 times in 24 hours of exposure, however, in 720 h, it increases by ~1,8 and ~3,3 times at its concentration of 1000 mg/dm3 and saturation, while at 100 mg/dm3 C decreases by 1,8 times, which is due to the formation of continuous sulphide films. It is shown that the volume amount of hydrogen in 09Mn2Si steel increases with the increase of H2S content of the solution from 100; 500; 1500 and 2800 mg/dm3 in 1,2; 1,5; 1,9 and 2,5 times. Hydrogen diffusion increases from 0.9·10-6 to 2.7·10-6 cm2/s with the increase of membrane thickness from 0,75 to 1,50 mm and does not depend on the H2S content.
URI (Уніфікований ідентифікатор ресурсу): http://elartu.tntu.edu.ua/handle/lib/42068
ISSN: 2522-4433
Власник авторського права: © Тернопільський національний технічний університет імені Івана Пулюя, 2023
URL-посилання пов’язаного матеріалу: https://doi.org/10.1016/B978-0-12-397022-0.00002-9
https://doi.org/10.1016/j.apsusc.2016.10.072
https://doi.org/10.1016/B978-0-12-409547-2.11546-X
https://doi.org/10.1016/j.msea.2008.11.064
https://doi.org/10.1149/1.2426195
https://doi.org/10.1016/S0254-0584(02)00100-1
https://doi.org/10.1016/j.matlet.2004.12.037
https://doi.org/10.1007/s11124-005-0025-0
https://doi.org/10.1364/AO.56.000916
https://doi.org/10.5006/1.3277523
https://doi.org/10.1007/s11003-010-9277-1
Перелік літератури: 1. Papavinasam S. Corrosion Control in the Oil and Gas Industry – Texas: Gulf Professional Publishing, 2013. 1020 р. https://doi.org/10.1016/B978-0-12-397022-0.00002-9
2. Monnot M., Nogueira R., Roche V. Sulfide stress corrosion study of a super martensitic stainless steel in H2S sour environments: Metallic sulfides formation and hydrogen embrittlement. Appl. Surf. Sci. No. 394. 2017. Р. 132–141. https://doi.org/10.1016/j.apsusc.2016.10.072
3. Genchev G., Erbe A. Sour gas corrosion – corrosion of steels and other metallic materials in aqueous environments containing H2S, Reference module in chemistry, molecular sci. and chem. eng. Oxford: Elsevier. 2017. Р. 221–231. https://doi.org/10.1016/B978-0-12-409547-2.11546-X
4. Hedges B., Sprague K. A review of monitoring and inspection techniques for CO2&H2S corrosion in oil&gas production facilities. NACE Corrosion. 2006. No. 06120.
5. Радкевич О., Похмурський В. Вплив сірководню на роботоздатність матеріалів обладнання газодобувної промисловості. Фізико-хімічна механіка матеріалів. 2001. No. 2 (37). С. 157–169.
6. Smith S., Joosten M. Corrosion of carbon steel by H2S in CO2 containing oil field environments. NACE Corrosion. 2006. No. 06115.
7. Beidokhti B., Dolati A., Koukabi A. Effects of alloying elements and microstructure on the susceptibility of the welded HSLA steel to hydrogen-induced cracking and sulfide stress cracking. Materials Science and Engineering. 2009. No. 1 (507). Р. 167–173. https://doi.org/10.1016/j.msea.2008.11.064
8. Devanathan M. A., Stachurski Z. J. The mechanism of hydrogen evolution on iron in acid solutions by determination of permeation rates. Electrochem. Soc. Vol. 1964. No. 5 (111). Р. 619–623. https://doi.org/10.1149/1.2426195
9. Wang S. H., Luu W. C., Ho K. F., Wu, J. K. Hydrogen permeation in a submerged arc weldment of TMCP steel. Mater. Chem. and Phys. 2003. No. 2 (77). Р. 447–454. https://doi.org/10.1016/S0254-0584(02)00100-1
10. Addach H., Bercot P., Rezrazi M., Wery M. Hydrogen permeation in iron at different temperatures. Mater. Let. Vol. 2005. No. 11 (59). Р. 1347–1351. https://doi.org/10.1016/j.matlet.2004.12.037
11. Samoilova O. V., Zamyatina O. V. Activity and standards of ISO and IEC in the field of corrosion and corrosion protection1. Protec. of Met. 2005. No. 2 (41). Р. 177–186. https://doi.org/10.1007/s11124-005-0025-0
12. Roberge P. R. Handbook of Corrosion Engineering: 2nd ed., NY: McGraw-Hill Education, 2012. 1130 p.
13. Ding H, Guo H. Estimating phase shifts from three fringe patterns by use of cross spectrum. Appl Opt. 2017. No. 4 (56). Р. 916–927. https://doi.org/10.1364/AO.56.000916
14. ISO 7384:1986 Corrosion tests in artificial atmosphere – General requirements.
15. Yen S. K., Huang I. B. Hydrogen permeation tests in laminates: Application to grain/grain boundary of AISI 430 stainless steel. Corrosion. 2003. No. 11 (59). Р. 995–1002. https://doi.org/10.5006/1.3277523
16. Khoma M. S. Problems of fracture of metals in hydrogen-sulfide media. Mater. Sci. No. 2 (46). 2010. Р. 190–200. https://doi.org/10.1007/s11003-010-9277-1
References: 1. Papavinasam S. Corrosion Control in the Oil and Gas Industry, Texas, Gulf Professional Publishing, 2013, 1020 р. https://doi.org/10.1016/B978-0-12-397022-0.00002-9
2. Monnot M., Nogueira R., Roche V. Sulfide stress corrosion study of a super martensitic stainless steel in H2S sour environments: Metallic sulfides formation and hydrogen embrittlement, Appl. Surf. Sci. Vol. 394. 2017. P. 132–141. https://doi.org/10.1016/j.apsusc.2016.10.072
3. Genchev G., Erbe. A. Sour gas corrosion – corrosion of steels and other metallic materials in aqueous environments containing H2S, Reference module in chemistry, molecular sci. and chem. eng., Oxford, Elsevier, 2017. P. 221– 231. https://doi.org/10.1016/B978-0-12-409547-2.11546-X
4. Hedges B., Sprague K. A review of monitoring and inspection techniques for CO2&H2S corrosion in oil&gas production facilities, NACE Corrosion, Paper no. 06120, 2006.
5. Radkevych O., Pokhmurs’kyi V. Influence of hydrogen sulfide on the serviceability of materials of gas-field equipment, Fiz.-Khim. Mekh. Mater. Vol. 37. No. 2. 2001. P. 157–169.
6. Smith S., Joosten M. Corrosion of carbon steel by H2S in CO2 containing oil field environments, NACE Corrosion, Paper no. 06115, 2006.
7. Beidokhti B., Dolati A., Koukabi A. Effects of alloying elements and microstructure on the susceptibility of the welded HSLA steel to hydrogen-induced cracking and sulfide stress cracking, Materials Science and Engineering. Vol. 507. No. 1. 2009. P. 167–173. https://doi.org/10.1016/j.msea.2008.11.064
8. Devanathan M. A., Stachurski Z. J. The mechanism of hydrogen evolution on iron in acid solutions by determination of permeation rates, Electrochem. Soc. Vol. 111. No. 5. 1964. P. 619–623. https://doi.org/10.1149/1.2426195
9. Wang S. H., Luu W. C., Ho K. F., Wu J. K. Hydrogen permeation in a submerged arc weldment of TMCP steel, Mater. Chem. and Phys. Vol. 77. No. 2. 2003. P. 447–454. https://doi.org/10.1016/S0254-0584(02)00100-1
10. Addach H., Bercot P., Rezrazi M., Wery M. Hydrogen permeation in iron at different temperatures, Mater. Let. Vol. 59. No. 11. 2005. P. 1347–1351. https://doi.org/10.1016/j.matlet.2004.12.037
11. Samoilova O. V., Zamyatina O. V. Activity and standards of ISO and IEC in the field of corrosion and corrosion protection1, Protec. of Met. Vol. 41. No. 2. 2005. P. 177–186. https://doi.org/10.1007/s11124-005-0025-0
12. Roberge P. R. Handbook of Corrosion Engineering, 2nd ed. McGraw-Hill Education, NY, 2012, 1130 p.
13. Ding H, Guo H. Estimating phase shifts from three fringe patterns by use of cross spectrum, Appl Opt. Vol. 56. No. 4. 2017. P. 916–927. https://doi.org/10.1364/AO.56.000916
14. ISO 7384:1986 Corrosion tests in artificial atmosphere – General requirements.
15. Yen S. K., Huang I. B. Hydrogen permeation tests in laminates: Application to grain/grain boundary of AISI 430 stainless steel. Corrosion. Vol. 59. No. 11. 2003. P. 995–1002. https://doi.org/10.5006/1.3277523
16. Khoma M. S. Problems of fracture of metals in hydrogen-sulfide media, Mater. Sci. Vol. 46. No. 2. 2010. P. 190–200. https://doi.org/10.1007/s11003-010-9277-1
Тип вмісту: Article
Розташовується у зібраннях:Вісник ТНТУ, 2023, № 1 (109)



Усі матеріали в архіві електронних ресурсів захищені авторським правом, всі права збережені.