تجزیه و تحلیل ترک خوردگی ناشی از هیدروژن (HIC) و جدالایگی (Lamination) در خطوط لوله فولادی بر اساس ارزیابی FFS

محورهای موضوعی : فصلنامه علمی - پژوهشی مواد نوین

فرزاد پهنانه ¹ , شهاب الدین زنگنه ² , فرید نعیمی ³

1 - گروه مهندسی متالورژی و مواد، دانشکده فنی مهندسی، واحد تهران جنوب، دانشگاه آزاد اسلامی، تهران، ایران
2 - استادیار ، گروه مهندسی مواد و نساجی، دانشکده فنی مهندسی، دانشگاه رازی، کرمانشاه، ایران
3 - استادیار ، مرکز تحقیقات مواد پیشرفته، دانشکده مهندسی مواد، واحد نجف آباد، دانشگاه آزاد اسلامی، نجف آباد، ایران

تاریخ دریافت : 1401/06/01 تاریخ پذیرش : 1401/11/13 تاریخ انتشار : 1401/06/01

کلید واژه: ارزیابی قابلیت سرویس دهی (FFS), ترک ناشی از نفوذ هیدروژن (HIC), نمودار ارزیابی شکست (FAD), جدالایگی (Lamination),

چکیده مقاله :

چکیده مقدمه: ارزیابی صلاحیت ادامه سرویس از روش های استاندارد مورد استفاده در سازه های نفت و گاز می باشد. این روش برای ارزیابی عیوب لوله و تجهیزاتی است که عیوب موجود در آنها در صورت قرار گرفتن در بازه مورد قبول این استاندارد، می توانند بدون تعمیر و یا تعویض، مورد بهره برداری قرار گیرد. روش­: در بازرسی یک خط لوله به طول 7 کیلومتر از فولاد API X52 که حامل هیدروکربن های حاوی H₂S مرطوب می باشد و ترک خوردگی ناشی از هیدروژن (HIC) و عیوب جدالایگی در مکان های مختلف در طول خط لوله مشاهده شده است. در مطالعه حاضر، از ارزیابی FFS مطابقAPI 579 / ASME FFS-1  (سطح 3 با استفاده از تجزیه و تحلیل اجزاء محدود با نرم افزار آباکوس) برای بررسی وضعیت فولاد X52 حاوی عیب­های جدالایگی و HIC استفاده شده است. ارزیابی FFS براساس تحلیل های FAD انجام شد. یافته­ ها: ناخالصی ها در زمان ساخت ورق و گسترش آن در زمان تولید منجر به تشکیل جدالایگی و نفوذ هیدروژن در آن می گردد. بررسی‌های ریزساختاری با میکروسکوپ نوری و الکترونی روبشی (SEM) ترک‌خوردگی گام به گام (SWC) را به‌ عنوان نتیجه حضور آخال‌های MnS نشان داد. همچنین ترک ها بیشتر در نزدیکی مرکز سطح مقطع نمونه ها آغاز شده و گسترش یافته اند. ارزیابی صلاحیت ادامه سرویس (FFS) بر اساس استاندارد API579-1/ASME FFS-1 برای تصمیم گیری در مورد قابلیت سرویس دهی خط لوله انجام شد. نتیجه­ گیری: نتایج ارزیابی سطح 3 بر اساس نمودار FAD نشان می دهد که لوله آسیب دیده بدون هیچ مشکلی می توان در شرایط عملیاتی ادامه سرویس بدهد. همچنین می توان نتیجه گرفت که این نقص در زمان ارزیابی صلاحیت ادامه سرویس در منطقه امن و قابل قبول می باشد.

چکیده انگلیسی:

Abstract Introduction: Fitness-for-service (FFS) assessment is one of the standard methods used in oil and gas structures. This method is for assessment the defects of pipes and equipments, which can be operated without repair or replacement if the existing defects are within the accepted range of this standard. Methods: During inspection of an 7-km-long pipeline made of API X52 steel carrying hydrocarbons containing wet H2S, hydrogen-induced cracking (HIC) and Lamination was found at different locations along the pipeline length. Microstructural investigations by scanning electron microscopy (SEM) showed stepwise cracking (SWC) as the result of the presence of MnS inclusions. Fitness-for-service (FFS) assessment based on API579-1/ASME FFS-1 was performed to decide on the pipeline serviceability. Findings: The finite element analysis (FEA) results showed that the HIC-damaged pipeline was acceptable per level-3 FFS requirements and the pipeline understudy was fit for service. The remaining life of the damaged pipeline should also be periodically monitored using failure assessment diagram (FAD).

منابع و مأخذ:

1.                  Lynch, S.P.  2013. Mechanisms and kinetics of environmentally assisted cracking. current status, issues, and suggestions for further work. Metall. Mater. Trans. A. 44(3), 1209–1229.     

2.                  Zangeneh, Sh. 2021. Fitness-for-service assessment of local thin area in a line pipe,  J Failure Anal Preven, 3, 1085–1095.

3.                  Soliman, A.A. et al. 2018. Pressure carrying capacities of thin walled pipes suffering from random colonies of pitting corrosion. Int. J. Press. Vessels Pip. 166, 48–60.

4.                  Shah, U. Prasad, P. 2019. Fitness for service assessment of carbon steel vessel with localized deformation during PWHT,  in ASME 2019 pressure vessels & piping conference.

5.                  Jacquemin, T. et al. 2018. Contribution of finite element analyses to crack-like flaw assessments in a gas pipeline, Int. J. Press, Vessels Pip. 161, 41–49.

6.                  Bakhtiari, R. et al.  2017. Fitness for service assessment of a pressure vessel subjected to fire damage in a refinery unit. Eng,  Failure Anal, 80(Supplement C), 444–452.

7.                  Zangeneh, S. Lashgari, H.R. Sharifi, H.R. 2020. Fitness-for-service assessment and failure analysis of AISI 304 demineralized-water (DM) pipeline weld crack,  Eng Failure Anal, 107, 104210.
 

8.                  Han, Z. et al. 2016. Fitness-for-service of a column equipment containing dent defects based on API 579 Level 3 analysis and considering the dynamic loads. in ASME 2016 Pressure Vessels and Piping Conference.

9.                  Bakhtiari, R. Zangeneh, S. 2018. Evaluation of hydrogen damage in a fire tube using microstructure/mechanical properties studies, Eng. Fail. Anal,  90, 231–244.

10.              Attia, M.S., et al., 2016. Assessment of corrosion damage acceptance criteria in API579-ASME/1 code. International Journal of Mechanics and Materials in Design,. 12(1): p. 141-151.       

11.              Peng, J., C. Zhou, and Q. Dai. 2013. Interaction and Assessment of Multiple Local Wall Thinning Defects. in ASME Pressure Vessels and Piping Conference.

12.              Yamaguchi, A. 2013. Investigation of Burst Pressure in Pipes With Square Wall Thinning by Using FEA and API579 FFS-1. in ASME Pressure Vessels and Piping Conference.

13.              Domizzi, G. Anteri, G. Ovejero-Garcı ´a, J. 2001. Influence of sulphur content and inclusion distribution on the hydrogen induced blister cracking in pressure vessel and pipeline steels, Corrosion Sci. 43(2), 325–339.

14.              Boukortt, H. et al. 2018, Hydrogen embrittlement effect on the structural integrity of API 5L X52 steel pipeline,  Int. J. Hydrog, Energy. 43(42), 19615–19624.

15.              Park, C. Kang, N. Liu, S. 2017. Effect of grain size on the resistance to hydrogen embrittlement of API 2W Grade 60 steels using in situ slow-strain-rate testing,  Corros, Sci, 128, 33–41.        
 

16.              Javidi, M. Ghassemi, A. Lalehparvar , M,M. 2017. Amine corrosion and amine cracking of API 5L X52 carbon steel in the presence of hydrogen sulphide and carbon dioxide. Corros. Eng., Sci. Technol, 52(7), 510–519.

17.              Soudani, M. et al. 2018. Efficiency of green inhibitors against hydrogen embrittlement on mechanical properties of pipe steel API 5L X52 in hydrochloric acid medium. J Bio- and Tribo-Corrosion. 4(3), 36.

18.              Chatzidouros, E.V. et al. 2011. Hydrogen effect on fracture toughness of pipeline steel welds, with in situ hydrogen charging. Int, J. Hydrog. Energy. 36(19), 12626–12643.

19.              API 579-1/ASME FFS-1. 2021 .FITNESS FOR-SERVICE. Page of 515, 9-22.  

20.              Sharples, J. Hadley, I. 2018. Treatment of residual stress in fracture assessment: background to the advice given in BS 7910:2013. Int.J. Press. Vessels Pip. 168, 323–334.        

21.              Bouchard, P,J.  2007. Validated residual stress profiles for fracture assessments of stainless steel pipe girth welds. Int. J. Press, Vessels Pip. 84(4), 195–222.