Bu öğeden alıntı yapmak, öğeye bağlanmak için bu tanımlayıcıyı kullanınız: http://elartu.tntu.edu.ua/handle/lib/42068

Tüm üstveri kaydı
Dublin Core AlanıDeğerDil
dc.contributor.authorДацко, Богдан Миколайович
dc.contributor.authorЧучман, Мар’ян Романович
dc.contributor.authorІвашків, Василь Романович
dc.contributor.authorГалайчак, Світлана Анатоліївна
dc.contributor.authorDatsko, Bohdan
dc.contributor.authorChuchman, Maryan
dc.contributor.authorIvashkiv, Vasyl
dc.contributor.authorHalaichak, Svitlana
dc.date.accessioned2023-07-05T13:23:51Z-
dc.date.available2023-07-05T13:23:51Z-
dc.date.created2023-03-21
dc.date.issued2023-03-21
dc.date.submitted2023-01-24
dc.identifier.citationDependence 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.
dc.identifier.issn2522-4433
dc.identifier.urihttp://elartu.tntu.edu.ua/handle/lib/42068-
dc.description.abstractДосліджено 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.
dc.description.abstractIt 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.
dc.format.extent130-137
dc.language.isoen
dc.publisherТНТУ
dc.publisherTNTU
dc.relation.ispartofВісник Тернопільського національного технічного університету, 1 (109), 2023
dc.relation.ispartofScientific Journal of the Ternopil National Technical University, 1 (109), 2023
dc.relation.urihttps://doi.org/10.1016/B978-0-12-397022-0.00002-9
dc.relation.urihttps://doi.org/10.1016/j.apsusc.2016.10.072
dc.relation.urihttps://doi.org/10.1016/B978-0-12-409547-2.11546-X
dc.relation.urihttps://doi.org/10.1016/j.msea.2008.11.064
dc.relation.urihttps://doi.org/10.1149/1.2426195
dc.relation.urihttps://doi.org/10.1016/S0254-0584(02)00100-1
dc.relation.urihttps://doi.org/10.1016/j.matlet.2004.12.037
dc.relation.urihttps://doi.org/10.1007/s11124-005-0025-0
dc.relation.urihttps://doi.org/10.1364/AO.56.000916
dc.relation.urihttps://doi.org/10.5006/1.3277523
dc.relation.urihttps://doi.org/10.1007/s11003-010-9277-1
dc.subjectкорозія
dc.subjectнаводнювання
dc.subjectсірководень
dc.subjectводень
dc.subjectдифузія
dc.subjectcorrosion
dc.subjecthydrogenation
dc.subjecthydrogen sulfide
dc.subjecthydrogen
dc.subjectdiffusion
dc.titleDependence of the rate of corrosion and hydrogen diffusion of 09Mn2Si steel on the concentration of hydrogen sulphide in chloride-acetate environments
dc.title.alternativeЗалежність швидкості корозії та дифузії водню сталі 09Г2С від концентрації сірководню в хлоридацетатних середовищах
dc.typeArticle
dc.rights.holder© Тернопільський національний технічний університет імені Івана Пулюя, 2023
dc.coverage.placenameТернопіль
dc.coverage.placenameTernopil
dc.format.pages8
dc.subject.udc620.193
dc.relation.references1. 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
dc.relation.references2. 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
dc.relation.references3. 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
dc.relation.references4. 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.
dc.relation.references5. Радкевич О., Похмурський В. Вплив сірководню на роботоздатність матеріалів обладнання газодобувної промисловості. Фізико-хімічна механіка матеріалів. 2001. No. 2 (37). С. 157–169.
dc.relation.references6. Smith S., Joosten M. Corrosion of carbon steel by H2S in CO2 containing oil field environments. NACE Corrosion. 2006. No. 06115.
dc.relation.references7. 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
dc.relation.references8. 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
dc.relation.references9. 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
dc.relation.references10. 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
dc.relation.references11. 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
dc.relation.references12. Roberge P. R. Handbook of Corrosion Engineering: 2nd ed., NY: McGraw-Hill Education, 2012. 1130 p.
dc.relation.references13. 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
dc.relation.references14. ISO 7384:1986 Corrosion tests in artificial atmosphere – General requirements.
dc.relation.references15. 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
dc.relation.references16. 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
dc.relation.referencesen1. 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
dc.relation.referencesen2. 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
dc.relation.referencesen3. 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
dc.relation.referencesen4. 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.
dc.relation.referencesen5. 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.
dc.relation.referencesen6. Smith S., Joosten M. Corrosion of carbon steel by H2S in CO2 containing oil field environments, NACE Corrosion, Paper no. 06115, 2006.
dc.relation.referencesen7. 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
dc.relation.referencesen8. 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
dc.relation.referencesen9. 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
dc.relation.referencesen10. 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
dc.relation.referencesen11. 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
dc.relation.referencesen12. Roberge P. R. Handbook of Corrosion Engineering, 2nd ed. McGraw-Hill Education, NY, 2012, 1130 p.
dc.relation.referencesen13. 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
dc.relation.referencesen14. ISO 7384:1986 Corrosion tests in artificial atmosphere – General requirements.
dc.relation.referencesen15. 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
dc.relation.referencesen16. 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
dc.identifier.citationenDatsko 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.
dc.identifier.doihttps://doi.org/10.33108/visnyk_tntu2023.01.130
dc.contributor.affiliationФізико-механічний інститут імені Г. В. Карпенка Національної академії наук України, Львів, Україна
dc.contributor.affiliationKarpenko Physico-Mechanical Institute of National Academy of Science of Ukraine, Lviv, Ukraine
dc.citation.journalTitleВісник Тернопільського національного технічного університету
dc.citation.volume109
dc.citation.issue1
dc.citation.spage130
dc.citation.epage137
Koleksiyonlarda Görünür:Вісник ТНТУ, 2023, № 1 (109)



DSpace'deki bütün öğeler, aksi belirtilmedikçe, tüm hakları saklı tutulmak şartıyla telif hakkı ile korunmaktadır.