Руслан Кизитович Вагапов, д.т.н., к.х.н., начальник лаборатории,
142717, Московская обл., п. Развилка.
Ruslan K. Vagapov, Doctor of Technical Sciences, Ph.D. in Chemistry, Head of Laboratory,
Razvilka, Moscow region, 142717.
Константин Анатольевич Ибатуллин, к.х.н., в.н.с.,
142717, Московская обл., п. Развилка.
Konstantin A. Ibatullin, Ph.D. in Chemistry, leading researcher,
Razvilka, Moscow region, 142717.
Закачиваемый или отбираемый из подземных хранилищ газ отличается присутствием коррозионно-агрессивных диоксида углерода и сероводорода (из попутного нефтяного газа нефтяных месторождений или угольных пластов). В таких средах в присутствии влаги будут возникать условия для протекания углекислотной или сероводородной коррозии. Однако ранее исследований проблем внутренней коррозии на объектах подземных хранилищ газа не проводилось, несмотря на их широкое распространение (на территории России ПАО «Газпром» эксплуатирует 23 таких хранилища газа). По данным ООО «Газпром ВНИИГАЗ», является неправильным применение для таких условий испытаний в паровой фазе (без контакта металла с водной средой), что приводит к заниженным скоростям коррозии, не отражающим реальной коррозионной ситуации на подземных хранилищах газа. К таким же ошибочным результатам приводит использование моделей (программ типа Norsok или др.) для расчета теоретической скорости коррозии стали, эксплуатируемой в подземных хранилищах газа, т.к. они разрабатывались для совершенно других условий углекислотной коррозии на нефтепроводах. Единственно правильным для получения достоверных коррозионных данных является проведение модельных коррозионных испытаний. По результатам анализа эксплуатационных параметров и проведенных ООО «Газпром ВНИИГАЗ» изысканий было определено, что наиболее оптимально имитируют агрессивность сред подземных хранилищ газа 2 вида испытаний – в условиях конденсации влаги на металле и в условиях переменного смачивания стальной поверхности на разработанном нами испытательном коррозионном стенде. Проведенные ООО «Газпром ВНИИГАЗ» имитационные испытания показали повышенную скорость внутренней коррозии углеродистых и низколегированных сталей (до 1…4 мм/год) при типичных для подземных хранилищ газа коррозионно-опасных параметрах. При испытаниях наблюдается повышенная локализация углекислотной и сероводородной коррозий. При таких коррозионно-активных условиях основными способами защиты объектов подземных хранилищ газа будут либо применение ингибиторов коррозии, либо замена материального исполнения на коррозионно-стойкие стали.
Gas injected or withdrawn from underground storage facilities is characterized by the presence of corrosive carbon dioxide and hydrogen sulfide (from associated petroleum gas from oil fields or coal seams). In such environments, in the presence of moisture, conditions will arise for carbon dioxide or hydrogen sulfide corrosion to occur. However, there have been no previous studies of the problems of internal corrosion at underground gas storage facilities, despite their widespread distribution (PJSC Gazprom operates 23 such gas storage facilities in Russia). According to Gazprom VNIIGAZ LLC, it is incorrect to use tests in the vapor phase for such conditions (without contact of the metal with the aqueous environment), which leads to underestimated corrosion rates, not reflecting the real corrosion situation in underground gas storage facilities. The same erroneous results are obtained by using models (programs such as Norsok or others) to calculate the theoretical corrosion rate of steel used in underground gas storage facilities, because they were developed for completely different conditions of carbon dioxide corrosion on oil pipelines. The only correct way to obtain reliable corrosion data is to conduct model corrosion tests. Based on the results of the analysis of operational parameters and the research carried out by Gazprom VNIIGAZ LLC, it was determined that the most optimally simulate the aggressiveness of the environments of underground gas storage facilities are 2 types of tests - under conditions of moisture condensation on the metal and under conditions of variable wetting of the steel surface on a corrosion test bench developed by us. Simulation tests carried out by Gazprom VNIIGAZ LLC showed an increased rate of internal corrosion of carbon and low-alloy steels (up to 1…4 mm/year) with corrosion-hazardous parameters typical for underground gas storage facilities. During testing, increased localization of carbon dioxide and hydrogen sulfide corrosion is observed. Under such corrosive conditions, the main methods of protecting underground gas storage facilities will be either the use of corrosion inhibitors or the replacement of material design with corrosion-resistant steel.
The authors declare that there are no conflicts of interest present.