Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Влияние легирования и структуры на коррозионно-механическое разрушение труб из низкоуглеродистых сталей в H2S — и CO2-содержащих средах

Диссертация: Влияние легирования и структуры на коррозионно-механическое разрушение труб из низкоуглеродистых сталей в H2S — и CO2-содержащих средах
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

В продуктах углекислотной коррозии хром-молибденовых сталей (13ХФА, 10Х2М и 15Х5М) концентрация хрома и молибдена в 8−13 раз превышает их количество в сталях. Хром и молибден образуют плотные защитные слои, состоящие из аморфной фазы Сг (ОН)3, фазы, обогащенной молибденом и нерастворившихся карбидов, которые блокируют доступ агрессивной среды к поверхности металла труб. Сформулированы технические… Читать ещё >

Влияние легирования и структуры на коррозионно-механическое разрушение труб из низкоуглеродистых сталей в H2S — и CO2-содержащих средах (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Содержание

  • ГЛАВА 1. Анализ состояния вопроса и задачи исследования
    • 1. 1. Закономерности поведения сталей в 8 сероводородсодержащих средах
      • 1. 1. 1. Влияние схемы легирования на прочность и 12 коррозионную стойкость сталей в сероводородсодержащих средах
      • 1. 1. 2. Роль структурного фактора в процессе сероводородного 16 растрескивания сталей
      • 1. 1. 3. Влияние термической обработки на коррозионное 19 поведение трубных сталей
    • 1. 2. Образование и состав карбидов в легированных сталях
      • 1. 2. 1. Диффузия водорода в стали и его взаимодействие с 26 ловушками
      • 1. 2. 2. Выделение дисперсных фаз при отпуске
      • 1. 2. 3. Многокомпонентные карбиды
    • 1. 3. Коррозионная стойкость сталей в С02-содержащей среде
    • 1. 4. Факторы, влияющие на стойкость стали к сульфидному 38 коррозионному растрескиванию под напряжением и углекислотной коррозии
      • 1. 4. 1. Влияние химического состава
      • 1. 4. 2. Совместное влияние СО2 и Н
    • 1. 5. Выводы и задачи исследований 44 Научная идея работы: 45 Цель работы 45 Апробация работы 46 Публикации
  • ГЛАВА 2. Объекты и методы исследования
    • 2. 1. Объекты исследования
    • 2. 2. Методы исследований
      • 2. 2. 1. Металлографические исследования
        • 2. 2. 1. 1. Световая микроскопия
        • 2. 2. 1. 2. Растровая электронная микроскопия
        • 2. 2. 1. 3. Электронная микроскопия на просвет
      • 2. 2. 2. Дилатометрические исследования
      • 2. 2. 3. Измерение механических свойств
        • 2. 2. 3. 1. Испытания на растяжение
        • 2. 2. 3. 2. Измерение ударной вязкости
        • 2. 2. 3. 3. Измерение твердости
      • 2. 2. 4. Коррозионные испытания
        • 2. 2. 4. 1. Оценка скорости общей коррозии металла
        • 2. 2. 4. 2. Испытание металла труб на стойкость против 54 сульфидного коррозионного растрескивания под напряжением (СКРН) по стандарту NACE ТМ0177. Оценка порогового напряжения. Метод А
        • 2. 2. 4. 3. Оценка критического коэффициента 57 интенсивности напряжений в вершине коррозионной трещины
  • Kissc на образцах типа двухконсольной балки (ДКБ) по стандарту NACE ТМ0177 (метод Д)
    • 2. 2. 5. Метод локального спектрального анализа
    • 2. 2. 6. Метод обработки экспериментальных данных
  • ГЛАВА 3. Влияние химического состава и структуры на стойкость 61 к углекислой коррозии и СКРН
    • 3. 1. Термообработка и структура металла исследуемых труб
    • 3. 2. Коррозия в С02-содержащей среде
      • 3. 2. 1. Состав и структура продуктов коррозии
    • 3. 3. Испытания на стойкость к СКРН
  • Выводы
  • ГЛАВА 4. Выбор термической обработки насосно-компрессорных 77 труб (НКТ) из стали 15Х5М
    • 4. 1. Структурные превращения стали 15Х5М при различных 78 режимах термической обработки
    • 4. 2. Результаты механических испытаний
    • 4. 3. Результаты коррозионных испытаний
  • Выводы 99 Основные результаты и
  • выводы по работе 101 Библиографический
  • список
  • Приложения

В условиях нефтедобычи оборудование находится под воздействием весьма агрессивных сред. Агрессивные свойства промысловых сред обусловлены высокой минерализацией нефтепромысловых вод, наличием в них растворенных газов — кислорода, сероводорода, углекислого газа. Ущерб от коррозии, наносимый нефтедобывающим предприятиям исчисляется миллиардами рублей. Ликвидация последствий аварий — это не только замена разрушенной коррозией части трубопровода, но и затраты на возмещение экологического ущерба.

На современных нефтяных месторождениях коррозионные разрушения внутренних поверхностей трубопроводов проявляются в сложных активных водных средах с содержанием Н2 8 и С02. Оборудование нефтеи газопромыслов подвергается воздействию сырой нефти и природного газа, в составе которых присутствуют ионы Б-, И-, С1- и кислородсодержащие органические соединения, Н2 8, С02, 02 и др. Практика эксплуатации трубопроводов показывает, что основная причина выхода из строя оборудования — это коррозионные разрушения, вызываемые агрессивными составляющими нефтеи газопромысловых сред. Агрессивность промысловых сред увеличивается при наличии в газе и конденсате СО 2. По данным ряда исследований, на водозаборных и нагнетательных скважинах, содержащих С02 в больших количествах, в течение одного года возникали серьезные коррозионно-механические повреждения труб и оборудования, и в течение двух лет они полностью выходили из строя. Таким образом, к сталям, работающим в условиях месторождений с повышенным содержанием сероводорода и углекислого газа, предъявляются особые требования.

Коррозия под действием диоксида углерода — одна из обычных и серьезных форм разрушения в нефтегазовой промышленности. В настоящее время разрушение трубопроводов вследствие углекислотной коррозии выделилось в самостоятельную недостаточно изученную проблему, решение которой является крайне необходимым и своевременным.

Нефтепромысловое оборудование месторождений Западной Сибири, работает в сложных условиях высокой обводненности транспортируемой продукции, наличии СОг и Н28 в водной фазе и газе, повышенной, минерализации (высокое содержание ионов Са), наличия в среде значительного" количества, механических примесей, осадков солей железа и кальция. Коррозионная активность промысловых сред постоянно возрастает. В последние годы в 1,3−1,5 раза возросла аварийность трубопроводов и другого нефтепромыслового оборудования систем первичного сбора нефти. Трубы выходят из строя из-за язвенной либо канавочной коррозии, характеризующейся мгновенным раскрытием трубы на большое расстояние и приводящей к наиболее значительным экологическим последствиям.

К основным факторам, обуславливающим повышение коррозионной активности промысловых сред, можно отнести следующие:

• высокая обводненность транспортируемой продукции,.

• наличие СО2 в газе и растворенной углекислоты в водной фазе,.

• наличие в среде механических примесей, состоящих из песка и осыпавшихся с поверхности трубы продуктов коррозии,.

• образование осадков солей железа и кальция на поверхности трубопроводов,.

• наличие Н28, являющегося продуктом жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий, количество которых в настоящее время резко увеличивается.

За последнее десятилетие в связи с увеличением объема добычи нефти и газа с высоким содержанием коррозионно-активных компонентов (сероводорода и сопутствующей ему обычно двуокиси углерода) расширились исследования по разработке и производству трубных сталей со специальными свойствами. Наиболее интенсивно работы проводятся в первую очередь в странах-разработчиках месторождений кислого природного газа (США, Канада, Франция, ФРГ) и в странах, производящих такие трубы для рынка (Япония, Италия, Швеция и др.).

Несмотря на относительно большой объем исследований по водородному растрескиванию под напряжением и углекислотной коррозии проблемы повышения коррозионной стойкости металлических труб при совместном воздействии этих двух видов наиболее опасного коррозионно-механического разрушения остаются нерешенными и являются актуальными. Необходима разработка новых сталей повышенной коррозионной стойкости для производства нефтетранспортирующих и нефтедобывающих труб современных месторождений.

Основные результаты и выводы по работе.

1. В продуктах углекислотной коррозии хром-молибденовых сталей (13ХФА, 10Х2М и 15Х5М) концентрация хрома и молибдена в 8−13 раз превышает их количество в сталях. Хром и молибден образуют плотные защитные слои, состоящие из аморфной фазы Сг (ОН)3, фазы, обогащенной молибденом и нерастворившихся карбидов, которые блокируют доступ агрессивной среды к поверхности металла труб.

2. Получены зависимости коррозионной стойкости металла труб из низкоуглеродистых легированных Сг и Мо сталей в С02- и Н28-содержащих средах от количества хрома и молибдена.

3. Установлено, что сталь с 0,15 масс % С, 5,0 масс % Сг и 0,5 масс % Мо обеспечивает высокую коррозионную стойкость по скорости углекислотной коррозии (г> = 0,2 мм/год) и СКРН (о, и = 0,60%).

4. На образцах из стали 15Х5М в горячекатаном состоянии уточнены данные термокинетической диаграммы распада переохлажденного аустенита и показано изменение структуры и свойств в зависимости от скорости охлаждения. Микроструктура стали в закаленном и нормализованном состояниях имеет близкую морфологию и фазовый состав.

5. Для стали 15Х5М установлена схема формирования метастабильного карбидного состава в зависимости от температуры и кратности отпуска.

6. С повышением температуры отпуска мартенсито-бейнитных структур стали 15Х5М увеличивается стойкость к СКРН и снижаются прочностные свойства металла труб, что обусловлено рекристаллизацией феррита, а также коалесценцией и сфероидизацией карбидных выделений.

7. Режим термообработки (нормализация 900 °C + отпуск 790 °C + отпуск 670 °С) для стали 15Х5М обеспечивает наиболее высокие прочностные свойства V группа прочности Ь80 по АРТ 5СТ) — хладостойкость (КСУ при -70 °С = 21 кДж/м2) — стойкость к углекислотной коррозии (г) = 0,2 мм/год) — стойкость к СКРН (стл = 80%) и трещинностойкость (К, 53С = 31 МПа-м½).

8. При повторном отпуске (670 °С) в структуре выделяются мелкодисперсные равномерно расположенные карбиды Мо2С, повышающие прочностные и коррозионные свойства. Получен патент № 2 368 836 «Высокопрочная труба для нефтяных скважин».

9. Сформулированы технические требования на производство коррозионно-стойких и хладостойких труб, на основе которых разработано техническое соглашение ТС 161−1740−2007. Изготовлена опытная партия насосно-компрессорных труб из стали 15Х5М. Трубы находятся в безаварийной эксплуатации на Усинском месторождении в Республике Коми с июня 2009 года.

Показать весь текст

Список литературы

  1. Astafiev V.I., Artamoshkin S.V. and Tetjueva T.V. Influence of microstructure and nonmetallic inclusions on sulfide stress corrosion cracking in low-alloy steels // fat. 1. Press. Vessels and Piping, 1993, Vol. 55, N 1, pp. 243−250.
  2. JI. P. Ботвина. Кинетика разрушения конструкционных материалов, -М., Наука, 1989 г.
  3. Л. Р. Ботвина, Т. В. Тетюева, С. А. Крупнин, Закономерность повреждаемости низколегированных сталей в коррозионно-активных сероводородсодержащих средах // Физико-химическая механика материалов, 1990, N 2, с. 27−33
  4. Л. Р., Иоффе А. В., Тетюева Т. В., Влияние зоны пластической деформации на фрактальные свойства поверхности излома // МиТОМ, 1997, N7, С. 21−25.
  5. Т. В., Ботвина Л. Р., Иоффе А. В. Стадийность множественного разрушения низколегированных сталей в среде сероводорода // МиТОМ, 1998, N2, С. 14 22.
  6. И.И., Мелехов Р. К. Коррозионное растрескивание сталей. -К., Наук, думка, 1977.
  7. Испытания сталей и сварных соединений в наводороживающих средах. Стеклов О. И, Бодрихин Н. Г., Кушнаренко В. М. и др. -М., Металлургия, 1992.
  8. Г. В., Василенко И. И. Коррозионное растрескивание сталей. -К., Техшка, 1971.
  9. Л.С., Ефремов А. П. Защита нефтепромыслового оборудования от коррозии. М., Недра, 1982.
  10. А.В., Шпарбер И. С., Арчаков Ю. И. Влияние водорода на нефтяное и химическое оборудование. М.: Машиностроение, 1976.
  11. М. Влияние водорода на свойства железа и его сплавов /Защита металлов, 1967, Т. З, N3, С.267−277.
  12. Smialowski М., Hydrogen in steel, Oxford, Pergamon Press, 1952.
  13. Структура и коррозия металлов и сплавов: Атлас. Справ, изд. /Сокол, А .Я., Ульянин Е. А., Фельдгандлер Э. Г. и др. М.: Металлургия, 1989.
  14. З.А., Кам Фан Лыонг. Влияние сероводорода, ингибитора и рН среды на скорость электрохимических реакций и коррозию железа //Защита металлов, 1974, т. 10, № 3, С.300−303.
  15. З.А., Кам Фан Лыонг. О механизме ускоряющего действия сероводорода на реакцию разряда ионов водорода на железе //Защита металлов, 1974, т.10, № 1, С.17−21.
  16. Стандарт NACE MR-01−75 Металлические материалы с сопротивлением сульфидному растрескиванию под напряжением, предназначенные для нефтепромыслового оборудования.
  17. Э. Сб. «Коррозия металлов». Пер. с франц. М.: Металлургия, 1964.
  18. Л.И., Панасенко В. Ф. О механизме ингибирующего действия органических веществ в условиях сероводородной коррозии металлов. Итоги науки и техники. Сер. «Коррозия и защита от коррозии», М., ВИНИТИ, 1975, т.4, с.46−96.
  19. NACE Standard TM-01−77−90 (1990). Standard Test Method Laboratory Testing of Metals for Resistance to Sulfide Stress Cracking in H2S Environment. National Association of Corrosion Engineers (NACE), Houston, TX.
  20. C.B., Астафьев В. И., Тетюева T.M. Влияние микроструктуры и неметаллических включений на склонность низколегированных сталей к сульфидному разрушению под напряжением // Физико-химическая механика материалов. 1991. Т. 2.7. № 6. С. 60−66.
  21. В.И., Рагузин Д. Ю., Тетюева Т. В., Шмелев П. С. Оценка склонности сталей к сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением- // Зав. лаборатория., 1994. № 1. С. 37−40.
  22. Astafiev V.I., Kazakov V.A., Tetjueva T.V. Estimation of sulfide stress corrosion cracking of oil country tubular steels based on fracture mechanics approach. Рос. 8
  23. Simp. Brasileivo Sorbe Tubulacoes e Vasos de Pressao. Gramado (Brazil). 1994. V. Il P. 338−347.
  24. Astafiev V.J., Shmelev P. S., Tetjueva T.V. Modified double-cantilever beam test for sulfide stress cracking of tubular steels // Corrosion, 1994. V.50. No. 12. P. 947 952.
  25. Astafiev V.l., Kazakov V.A., Tetjueva T.V. Mechanisms ofsulfide stress cracking in low-alloy steels. Abstr. 7th Int. Conf. on Fract. (ICM-7). The Hague. 1995. P, 711 712.
  26. М.С. Влияние химического состава и структуры низколегированных трубных сталей на закономерности сульфидной коррозии, диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук, Тольятти 1998.
  27. О.И. Стойкость материалов и конструкций коррозии под напряжением, Машиностроение, 1990г.
  28. Защита газопроводов нефтяных промыслов от сероводородной коррозии/ Э. М. Гутман, М. Д. Гетманский, О. В. Клапчук, JI.E. Кригман. М.: Недра, 1988.
  29. Popperling R., Schwen W. Untersuchungen zur H-induzierten Riskorrosion-Teil 2: Vergleichende Untersuchungen zur Wasserstoffpermeation und Spannungsriskorrosion. «Werkst. undKorros.», 1979, 30, N9, S. 612−619.
  30. А. П., Жуков А. П. Кислородная коррозия оборудования химических производств. М.: Химия, 1985 г.
  31. Структура и коррозия металлов и сплавов: Атлас. Справ, изд. / Сокол И. Я., Ульянин Е. А., Фельдгандлер Э. Г. и др. М.: Металлургия, 1989.
  32. С.А. Водородопроницаемость и характер коррозионного процесса // РНТС «Защита от коррозии и охрана окружающей среды». 1993. № 1. С.1−5 (ВНИИОЭНГ).
  33. Ikeda A., Morita Y., Terasaki F., Second International Congress on Hydrogen in metals, 6−11. VI. 977. Paris, 1978.
  34. I.B., Pitts R.E. // Mater. Protect. 1966. V.5. No.9. P.81.
  35. Ф.Ф. Коррозионное растрескивание и защита высокопрочных сталей. М.: Металлургия, 1974.
  36. Fischer W., Siedlarek W. Wasserstoffentwicklung aus C02-haltigen wassrigen Elektrolyten // Werkst, und Korros. 1977. V.28. No.12. S.822−827.
  37. А.И. Коррозионное воздействие сероводорода на металлы.- М.: ВНИИЭгазпром, 1972.
  38. Н.В., Лавренко Н. А., Талалай Г. П., Тоцкая О. С. Влияние режимов термообработки на стойкость труб нефтяного сортамента к сероводородному растрескиванию // РНТС «Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности». 1979. № 6. С.18−19 (ВНИИОЭНГ).
  39. О.И., Басиев К. Д., Есиев Т. С. Прочность трубопроводов в коррозионных средах. Владикавказ: РИПП, 1995.
  40. Grobner P.J., Sponseller D.L., Cias W.W. Development of higher strength H2S-resistant steels for oil field applications // Mater. Perform. 1975. V.14. No.6. P.35−43.
  41. Hill M., Kowasaki E.P., Kronbach G.E. Oil well casing: evidence of the sensitivity to rapid failure in an H2S environment // Mater. Prot. and Perform. 1972. V.ll. No.l. P. 19−22.
  42. O.H. Вязкость разрушения конструкционных сталей. М.: Металлургия, 1979.
  43. О.Н., Никифорчин Г. Н. Механика коррозионного разрушения конструкционных материалов. М.: Металлургия, 1986.
  44. Duncan G. Enhanced recovery engineering including well design, completion and production practices // World Oil. 1994/XI. V.215. No. l 1. — P.63−66.
  45. А.Г., Лившиц Л. С., Медведева М. Л. Обработка стали для защиты от сульфидного растрескивания // РНТС «Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности». 1977. № 10. С.25−26 (ВНИИОЭНГ).
  46. Л.Н. Коррозия под напряжением. К.: Вища школа, 1986.
  47. Р.Г., Воликова И. Г. Оценка погрешности результатов коррозионных испытаний образцов // Химическое и нефтяное машиностроение. 1994. № 1. С.27−30.
  48. Т.В., Ботвина Л. Р., Крупнин С. А. Закономерности повреждаемости низколегированных сталей в коррозионно-активных сероводородсодержащих средах // Физико-химическая механика материалов. 1990. № 2. с.27−33.
  49. H.A., Гочаров A.A. и др. Коррозионные среды Оренбургского ГМК и их влияние на состояние металлоконструкций // Химическое и нефтяное машиностроение. 1996. № 6. С.59−62.
  50. А.А. и др. Справочник по расчетам равновесных металлургических реакций. М.: Металлургия, 1963.
  51. J. P. Hirth, Effects of hydrogen on the properties of iron and steel // Metallurgical transactions A, 1980, Vol. 11A, pp. 861−890.
  52. Yamakawa Kohji, Maeta Hiroshi, Hydrogen migration in cold worked Pd around 5OK // Scr. met. et mater., 1995, Vol. 32, N7, pp. 967 970.
  53. Tsu I.-F., Perng T.-P., Hydrogen compatibility of femnal alloys // Metallurgical Transactions A, 1991, Vol. 22A, N1, pp. 215−224.
  54. Al-Nahlawi Tarek A. K., Heuser Brent J., Estimation of trapping of hydrogen at dislocations in Pd: suggestion future sans experiments // Scr. met. et mater, 1995, Vol. 32, N10, pp. 1619−1624.
  55. Iijama Y., Yoshida S.-I., Saitoh H., Tanaka H., Hirano K.-I., Hydrogen trapping and repelling in an Al-6wt %-Zn-2wt% Mg alloy // Journal of material science, 1992, Vol. 27, N21, pp. 5735−5738.
  56. Brass A. M, Chene J., Anter G., Ovejero-Garcia J., Castex L., Role of shot-peening on hydrogen embrittlement of a low-carbon steel and a 304 stainless steel // Journal of material science, 1991, Vol. 26, N16, pp. 4517 4526.
  57. М.И., Фарбер B.M. Дисперсионное упрочнение стали. М.: Металлургия, 1979, 208с.
  58. Г. В., Упадхая Т. Ш., Нешпер B.C. Физическое материаловедение карбидов. Киев: Наукова думка, 1974.456с.
  59. В.П. Механизм углекислотной коррозии газопромыслового оборудования. // РНТС «Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности». 1976. № 11. С.6−10 (ВНИИОЭНГ).
  60. А.А. Коррозия нефтепромыслового оборудования и меры ее предупреждения. М.: Недра, 1976.
  61. Мао X., Liu X., Revie R.W. Pitting corrosion of pipeline steel in dilute bicarbonate solution with chloride ions // Corrosion. 1994. V.50. No.9. P.651−657.
  62. P.I. Nice, M. Ueda The effect of microstructure and chromium alloying content to the corrosion resistance of low-alloy steel well tubing in seawater injection service // CORROSION 98 1998 — paper 3
  63. P.I. Nice, H. Takabe, M. Ueda The development and implementation of a new alloyed steel for oil and gas production wells // CORROSION 2000 2000 — paper 154
  64. M В Kermani, J С Gonzales, С Linne, M Dougan, R Cochrane Development of low carbon Cr-Mo steels with exceptional corrosion resistance for oilfield applications // CORROSION 2001 2001 — paper 65
  65. J. L. Crolet Role of Conductive Corrosion Products on the Protectiveness of Corrosion Layers // CORROSION 96 1996 — paper 4
  66. M.B. Kermani, A. Morshed Carbon Dioxide Corrosion in Oil and Gas Production—A Compendium // Corrosion 2003 — Vol. 59, No. 8, pp 659−683
  67. R. Nyborg, A. Dugstad Mesa corrosion attack in carbon steel and 0.5% chromium steel // CORROSION98 1998 — paper 29.
  68. Specification for Casing and Tubing. API Specification 5CT. Eighth Edition, July 1, 2005. ISO 11 960:2004, Petroleum and natural gas industries Steel pipes for use as casing or tubing for wells.
  69. A., Ueda M., Mukai S. // in: Proc. Int. Corrosion Forum. (Corrosion-85) -Massathysets. 1985.Pap.29.
  70. Sardisco J.B., Pitts R.E. Corrosion of iron in an H2S-C02-H20-system. Composition and protectiveness of the sulphide film as a function of pH // Corrosion. 1965. V.21. No.ll. P.350−354.
  71. A.H., Легезин H.E. Исследование углекислотной коррозии стали в условиях осаждения солей // Защита металлов. 1993. Т.29. № 3. С.452−459.
  72. В.П. Некоторые особенности углекислотной коррозии оборудования газоконденсатных и газовых скважин в жесткой пластовой воде // РНТС «Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности». 1979. № 1. С. 19−24 (ВНИИОЭНГ).
  73. Р.П., Пастернак В. И. Трубы нефтяной и газовой промышленности за рубежом. М.: Металлургия, 1979.
  74. Н.И., Насибов А. Г. и др. Оценка трещиностойкости углеродистых и низколегированных конструкционных сталей в условиях наводороживания // МиТОМ. 1997. № 5. С. 14−17.
  75. A. Ikeda, М. Ueda, S. Mukai С02 Behavior of Carbon and Cr Steels // Advances in C02 Corrosion Vol. 1, p39, NACE, 1984
  76. M. Ueda, A. Ikeda Effect of microstructure and Cr content in steel on C02 corrosion // CORROSION 96 1996 — paper 13
  77. Диаграммы превращения аустенита в сталях и бета- раствора в сплавах титана: Справочник термиста / Л. Е. Попова, А. А. Попов 3-е изд., перераб. и доп. М.: Металлургия, 1991. 503 с.
  78. А.В.Иоффе, М. А. Выбойщик, Е. А. Трифонова, П. В. Суворов Влияние химического состава и структуры на стойкость нефтепроводных труб к углекислотной коррозии// МиТОМ. 2010. № 2 С.9−14.
  79. А.В.Иоффе, Т. В. Тетюева, М. А. Выбойщик, Е. А. Трифонова, Е. С. Луценко Насосно-компрессорные трубы высокой коррозионной стойкости // МиТОМ. 2010. № 1 С.24−31.
  80. A., Ueda М., Mukai S. С02 Behavior of Carbon and Cr Steels // Advances in C02 Corrosion NACE. 1984. V. 1. P. 39
  81. Ueda M., Ikeda A. Effect of microstructure and Cr content in steel on C02 corrosion// CORROSION 96. 1996. Paper 13,
  82. Chen C.F., Lu M.X., Sun D.B. et al. Chang Effect of Chromium on the Pitting Resistance of Oil Tube Steel in a Carbon Dioxide Corrosion System // Corrosion. 2005. V. 61, No. 6. P. 594−601
  83. A.C., Колосков M.M., Каширский Ю. В. и др. Марочник сталей и сплавов. 2-е изд., доп. и испр. / Под общей ред. А. С. Зубченко. М.: Машиностроение, 2003. 784с.
  84. Г. В., Утевский Л. М., Энтин Р. И. Превращения в железе и стали. М.: Наука, 1977.
  85. А.В., Дьяков В. Г. Особенности сероводородного коррозионного растрескивания, Итоги науки и техники, Серия «Коррозия и защита от коррозии», том 13, Москва 1987г.
  86. И.И. Теория термической обработки металлов: Учебник для вузов,-4-е изд., перераб. и доп. М.: Металлургия, 1986.
  87. В. М. Термическая обработка углеродистой и легированной стали. М.: Металлургия, 1965.
  88. М. И., Фарбер В. М. Дисперсионное упрочнение стали. М.: Металлургия, 1979.
  89. Металлография железа. Том 2. Структура сталей. Перевод с английского. Издательство Металлургия, 1972, с. 284.
  90. Металловедение и термическая обработка стали под ред. Бернштейна M.JI. Рахштадта А. Г., М. «Металлургия», том 2, с.304−306
  91. J.Janovec et al. Time-temperature-precipitation diagrams of carbide evolution in low alloy steels // Material Science and Engineering A 402 2005 pp 288−293
  92. V.Raghavan C-Cr-Fe-Mo // Journal of Phase Equilibria and Diffusion Vol. 28 No. 3 2007 pp 270−273
  93. Патент 2 371 508 Российской Федерации. Коррозионно-стойкая сталь для насосно-компрессорных и обсадных труб/ Иоффе А. В., Тетюева Т. В., Трифонова Е. А. и др.- опубл. 27.10.2009
  94. Патент 2 368 836 Российской Федерации. Высокопрочная труба для нефтяных скважин/ Иоффе А. В., Тетюева Т. В., Трифонова Е. А. и др.- опубл. 27.09.2009.с:
  95. УТВЕРЖДАЮ: Первый з- подвоизектора
  96. УТВЕРЖД у^Гехническ. замести1. ТЕХНИЧЕСКОЕ СОГЛАШЕНИЕтс /6/--?во?на поставку опытной партии насосно-компрессорных труб из стали марки 15Х5Мдля ООО «ЛУКОЙЛ-Коми»
  97. Настоящее техническое соглашение распространяется на поставку насосно-компрессорных труб 0 73×5,5 мм с требованиями по ГОСТ 633–80 со следующими дополнениями:
  98. Трубы предназначены для использования в коррозионноакгивных средах, содержащих Н гЭ, СО 2 и в условиях с повышенной бактериальной зараженности.1. Технические требования
  99. Трубы из стали марки 15Х5М изготавливаются из заготовки поставляемой по ТУ 14−1-583−73 с химическим составом в соответствии с таблицей 1.
Заполнить форму текущей работой

Сессия? Спокойно!