corrosionprotectionПрактика противокоррозионной защитыTheory and Practice of Corrosion Protection1998-57382658-6797Association "CARTEC"10.31615/j.corros.prot.2024.112.2-1corrosionprotection-118Research ArticleТРУБОПРОВОДЫ - КОРРОЗИЯ И ЗАЩИТАPIPELINES – CORROSION AND PROTECTIONПерспективные направления исследований внутренней коррозии газопроводов в углекислотных средахPromising Directions for Research into Internal Corrosion of Gas Pipelines in Carbon Dioxide EnvironmentsЗапеваловД. Н.ZapevalovD. N.

Запевалов Дмитрий Николаевич, к.т.н., начальник корпоративного центра,

142717, Московская обл, г.о. Ленинский, пос. Развилка, ул. Газовиков, зд. 15, стр. 1.

Dmitry N. Zapevalov, Ph.D. in Technical Sciences, Head of Corporative Center,

15, bld. 1, Gazovikov st., Razvilka, Leninskymunicip., Moscow region, 142717.

ВагаповР. К.VagapovR. K.

Вагапов Руслан Кизитович, д.т.н., к.х.н., начальник лаборатории,

142717, Московская обл, г.о. Ленинский, пос. Развилка, ул. Газовиков, зд. 15, стр. 1.

Ruslan K. Vagapov, Doctor of Technical Sciences, Ph.D. in Chemistry, Head of Laboratory,

15, bld. 1, Gazovikov st., Razvilka, Leninskymunicip., Moscow region, 142717.

R_Vagapov@vniigaz.gazprom.ruИбатуллинК. А.IbatullinK. A.

Ибатуллин Константин Анатольевич, к.х.н., ведущий научный сотрудник лаборатории,

142717, Московская обл, г.о. Ленинский, пос. Развилка, ул. Газовиков, зд. 15, стр. 1.

Konstantin A. Ibatullin, Ph.D. in Chemistry, Leading Researcher,

15, bld. 1, Gazovikov st., Razvilka, Leninskymunicip., Moscow region, 142717.

ООО «Газпром ВНИИГАЗ»РоссияLLCGazprom VNIIGAZRussian Federation202425072024292620Copyright © Запевалов Д.Н., Вагапов Р.К., Ибатуллин К.А., 20242024Запевалов Д.Н., Вагапов Р.К., Ибатуллин К.А.Zapevalov D.N., Vagapov R.K., Ibatullin K.A.Данная работа распространяется под лицензией Creative Commons Attribution 4.0.This work is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 License.https://www.corrosion-protection.ru/jour/article/view/118

Проблема борьбы с внутренней коррозией является актуальной на газовых объектах в условиях добычи и транспортировки углеводородов с присутствием агрессивного СО2. В статье рассмотрены основные условия возникновения углекислотной коррозии в газопроводе, эксплуатационные условия которого будут отличаться от нефтяных месторождений (степенью заполнения жидкой фазой трубного пространства и агрегатным состоянием основных добываемых флюидов нефть и газ/газовый конденсат). Это будет влиять на коррозионные  проявления, что требует особого рассмотрения и подхода к моделированию коррозионных испытаний для условий газопроводов.

Исследование процессов коррозии, возникающих при транспортировке газа с присутствием жидкой фазы по газопроводу, послужило основанием для разработки двух коррозионных стендов, позволяющих проводить имитационные испытания в условиях углекислотной коррозии, характерных для основных газовых месторождений Российской Федерации. С их помощью воспроизводятся наиболее интенсивные коррозионные воздействия, соответствующие параметрам и режимам движения газожидкостных сред: циркуляция жидкости и переменное смачивание стенки газопровода, которые приводят к предотвращению образования или разрушению пленок продуктов коррозии, что вызывает образование общих и локальных коррозионных повреждений на стали.

Возможности воспроизведения на обоих коррозионных стендах характера движения жидкой фазы, термобарических условий и химического состава воды, соответствующих реальным средам, дают возможность имитировать в лаборатории динамические коррозионные условия внутри газопровода объектов добычи и транспорта неподготовленного газа ПАО «Газпром». В испытательных стендах задаются и регулируются основные параметры, влияющие на внутреннюю углекислотную коррозию: температура, парциальное давление диоксида углерода, минеральный состав водной фазы или динамические условия переноса потока жидкой фазы по трубопроводу.

Проведенный методами электронной сканирующей микроскопии и рентгеновской дифракции анализ полученных после испытаний продуктов коррозии позволил установить влияние коррозионных условий на морфологию их образования.

 The problem of combating internal corrosion is relevant at gas facilities in the conditions of production and transportation of hydrocarbons with the presence of aggressive CO2.The article discusses the main conditions for the occurrence of carbon dioxide corrosion in a gas pipeline, the operating conditions of which will differ from oil fields (the degree of filling of the pipe space with the liquid phase and the aggregate state of the main produced fluids - oil and gas/gas condensate).This will influence corrosion manifestations, which requires special consideration and approach to modeling corrosion tests for gas pipeline conditions.

The study of corrosion processes that occur during transportation of gas with the presence of a liquid phase through a gas pipeline served as the basis for the development of two corrosion stands that allow for simulation tests under carbon dioxide corrosion conditions characteristic of the main gas fields of the Russian Federation. With their help, the most intense corrosion effects are reproduced, corresponding to the parameters and modes of movement of gas-liquid media: liquid circulation and variable wetting of the gas pipeline wall, which lead to the prevention of the formation or destruction of films of corrosion products, which causes the formation of general and local corrosion damage on steel.

The ability to reproduce on both corrosion stands the nature of the movement of the liquid phase, thermobaric conditions and the chemical composition of water corresponding to real environments makes it possible to simulate in the laboratory dynamic corrosion conditions inside the gas pipeline of the production and transportation facilities of untreated gas of PJSC Gazprom. In test stands, the main parameters that influence internal carbon dioxide corrosion are set and regulated: temperature, partial pressure of carbon dioxide, mineral composition of the aqueous phase or dynamic conditions for the transfer of liquid phase flow through a pipeline.

An analysis of the corrosion products obtained after testing using electron scanning microscopy and X-ray diffraction methods made it possible to establish the influence of corrosion conditions on the morphology of their formation.

коррозионные стендыимитационные испытанияпеременное смачиваниеуглекислотная коррозияпродукты коррозиилокальные дефектыгазопроводcorrosion standssimulation testsvariable wettingcarbon dioxide corrosioncorrosion productslocal defectsgas pipelineReferencesСлугин П.П., Ягафаров И.Р., Кантюков Р.Р. и др. Научный анализ технического состояния и защиты скважинного оборудования и промысловых трубопроводов ПАО «Газпром» в условиях добычи и транспортировки коррозионно-агрессивного газа. Часть 1 // Газовая промышленность. – 2023. – Т. 854, № 9. – С. 64-71.Slugin, P. P., Yagafarov, I. R., Kantyukov, R. R. et. al. (2023). Scientific analysis of the technical status and protection of well equipment and field pipelines of PJSC Gazprom under conditions of corrosive gas production and transportation. Part 1.Gas Industry of Russia, 854(9), 64-71. (in Russ.)Li J., Liu Z., Du C.et. al. Study on the corrosion behaviours of API X65 steel in wet gas environment containing CO2 // Corrosion engineering, science and technology. – 2017. – V. 52, № 4. – P. 317-323. https://doi.org/10.1080/1478422X.2016.1278513Li, J., Liu, Z., Du, C. et. al. (2017). Study on the corrosion behaviours of API X65 steel in wet gas environment containing CO2. Corrosion engineering, science and technology, 52(4), 317-323. https://doi.org/10.1080/1478422X.2016.1278513Вагапов Р.К. Стойкость сталей в эксплуатационных условиях газовых месторождений, содержащих в добываемых средах агрессивный СО2 // Материаловедение. – 2021. – № 8. – С. 41-47. https://doi.org/10.31044/1684-579X-2021-0-8-41-47Vagapov, R. K. (2022). Resistance of Steels under Operating Conditions of Gas Fields Containing Aggressive CO2 in the Produced Media. Inorganic Materials: Applied Research, 13(1), 240-245. doi:10.1134/S2075113322010397Alamr A.H. Localized corrosion and mitigation approach of steel materials used in oil and gas pipelines – An overview // Engineering Failure Analysis. – 2020. – V. 116. – Article 104735. https://doi.org/10.1016/j.engfailanal.2020.104735Alamr, A. H. (2020). Localized corrosion and mitigation approach of steel materials used in oil and gas pipelines – An overview. Engineering Failure Analysis, 116, Article 104735. https://doi.org/10.1016/j.engfailanal.2020.104735Tan Z., Yang L., Zhang D. et. al. Development mechanism of internal local corrosion of X80 pipeline steel // Journal of Materials Science & Technology. – 2020. – V. 49. – Р. 186-201. https://doi.org/10.1016/j.jmst.2019.10.023Tan, Z., Yang, L., Zhang, D. et. al. (2020). Development mechanism of internal local corrosion of X80 pipeline steel. Journal of Materials Science & Technology, 49, 186-201. https://doi.org/10.1016/j.jmst.2019.10.023Askari M., Aliofkhazraei M., Ghaffari S. et. al. Film former corrosion inhibitors for oil and gas pipelines - A technical review // Journal of Natural Gas Science and Engineering. – 2018. – V. 58. – P. 92-114. https://doi.org/10.1016/j.jngse.2018.07.025Askari, M., Aliofkhazraei, M., Ghaffari, S. et. al. (2018). Film former corrosion inhibitors for oil and gas pipelines - A technical review. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 58, 92-114. https://doi.org/10.1016/j.jngse.2018.07.025Shamsa A., Barker R., Hua Y.et. al. Performance evaluation of an imidazoline corrosion inhibitor in a CO2 -saturated environment with emphasis on localised corrosion // Corrosion Science. – 2020. – V. 176. – Article 108916. https://doi.org/10.1016/j.corsci.2020.108916Shamsa, A., Barker, R., Hua, Y.et. al. (2020). Performance evaluation of an imidazoline corrosion inhibitor in a CO2 - saturated environment with emphasis on localised corrosion. Corrosion Science, 176, Article 108916. https://doi.org/10.1016/j.corsci.2020.108916Гладченкова Ю.С. Анализ методов коррозионных испытаний сталей. Методы определения показателей коррозионной стойкости сталей для нефтепромысловых трубопроводов // Проблемы черной металлургии и материаловедения. – 2020. – № 3. – С. 83-93.Gladchenkova, Yu. S. (2020). Analysis of methods for corrosion testing of steels. Methods for determining the corrosion resistance of steels for oilfield pipelines. Problems of ferrous metallurgy and materials science, (3), 83-93. (in Russ.)Андреев Н.Н., Сивоконь И.С. Методология лабораторного тестирования ингибиторов углекислотной коррозии для нефтепромысловых трубопроводов // Практика противокоррозионной защиты. – 2014. – Т. 74, № 4. – С. 36-43.Andreev, N. N., Sivokon, I. S. (2014). Methodology of laboratory assessment of efficiency of carbon dioxide corrosion inhibitors in oilfield pipelines. Theory and Practice of Corrosion Protection, 74(4), 36-43. (in Russ.)Ибатуллин К.А., Вагапов Р.К. Оценка влияния различных факторов на коррозию сталей при конденсации влаги в условиях транспортировки коррозионно-агрессивного газа // Практика противокоррозионной защиты. – 2022. – Т. 27, № 3. – С. 31-46. https://doi.org/10.31615/j.corros.prot.2022.105.3-2Ibatullin, K. A., Vagapov, R. K. (2022). Evaluation of the influence of various factors on the corrosion of steels during moisture condensation under the conditions of transportation of a corrosive gas. Theory and Practice of Corrosion Protection, 27(3), 31-46. doi:10.31615/j.corros.prot.2022.105.3-2 (in Russ.)Rozi F., Mohebbi H., Ismail M.C.et. al. Laboratory investigation on the condensation and corrosion rates of top of line corrosion in carbon steel: a case study from pipeline transporting wet gas in elevated temperature// Corrosion engineering, science and technology. – 2018. –V. 53, № 6. – P. 444-448. https://doi.org/10.1080/1478422X.2018.1499169Rozi, F., Mohebbi, H., Ismail, M. C. et. al. (2018). Laboratory investigation on the condensation and corrosion rates of top of line corrosion in carbon steel: a case study from pipeline transporting wet gas in elevated temperature. Corrosion engineering, science and technology, 53(6), 444-448. https://doi.org/10.1080/1478422X.2018.1499169Патент № 2772614 РФ. Способ коррозионных испытаний и установка для его осуществления / Р.Р. Кантюков, Д.Н. Запевалов, Р.К. Вагапов, К.А. Ибатуллин. Заявл. 26.07.2021, опубл. 23.05.2022.Patent № 2772614, RF. Corrosion testing method and installation for its implementation / Kantyukov, R. R., Zapevalov, D. N., Vagapov, R. K., Ibatullin, K. A. (in Russ.)Патент № 2772612 РФ. Способ коррозионных испытаний и высокоскоростная циркуляционная установка для его осуществления / Р.Р. Кантюков, Д.Н. Запевалов, Р.К. Вагапов, К.А. Ибатуллин. Заявл. 26.07.2021, опубл. 23.05.2022.Patent № 2772612, RF. Corrosion testing method and high-speed circulation unit for its implementation / Kantyukov, R. R., Zapevalov, D. N., Vagapov, R. K., Ibatullin, K. A. (in Russ.)Савельев В.В., Иванов А.Н. Канавочная ручейковая коррозия подводных трубопроводов системы поддержания пластового давления на месторождении Белый Тигр // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 9. – С. 120-123. doi:10.24887/0028-2448-2017-9-120-122Savelev, V. V., Ivanov, A. N. (2017). The crevice (grooving) corrosion of submarine pipelines for reservoir pressure maintenance system on the White Tiger oilfield. Oil Industry, (9), 120-123. doi:10.24887/0028-2448-2017-9-120-122 (in Russ.)Nešić S. Key issues related to modelling of internal corrosion of oil and gas pipelines: а review / Corrosion Science. – 2007. – Vol. 49. – P. 4308-4338. doi:10.1016/j.corsci.2007.06.006Nešić, S. (2007). Key issues related to modelling of internal corrosion of oil and gas pipelines: а review. Corrosion Science, 49, 4308-4338. doi:10.1016/j.corsci.2007.06.006Байдин И.И., Коваленко А.В., Гумерова Н.В. и др. Анализ динамики внедрения пластовой воды в газовую залежь в условиях сокращения добычи газа // Известия вузов. Нефть и газ. – 2018. – № 6. – С. 41-44. doi:10.31660/0445-0108-2018-6-41-44Baydin, I. I., Kovalenko, A. V., Gumerova, N. V. et al. (2018). Analysis of the dynamics of reservoir water introduction in the gas reservoir on the decline of gas production. Oil and Gas Studies, (6), 41-44. doi:10.31660/0445-0108-2018-6-41-44Elgaddafi R., Ahmed R., Osisanya S. Modeling and experimental study on the effects of temperature on the corrosion of API carbon steel in CO2 -saturated environment // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2021. – Vol. 196. – Article 107816. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2020.107816Elgaddafi, R., Ahmed, R., Osisanya, S. (2021). Modeling and experimental study on the effects of temperature on the corrosion of API carbon steel in CO2 -saturated environment. Journal of Petroleum Science and Engineering, 196, Article 107816. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2020.107816Zhong X., Shang T., Zhang C. et. al. In situ study of flow accelerated corrosion and its mitigation at different locations of a gradual contraction of N80 steel // Journal of Alloys and Compounds. – 2020. – Vol. 824. – Article 153947. https://doi.org/10.1016/j.jallcom.2020.153947Zhong, X., Shang, T., Zhang, C. et. al. (2020). In situ study of flow accelerated corrosion and its mitigation at different locations of a gradual contraction of N80 steel. Journal of Alloys and Compounds, 824, Article 153947. https://doi.org/10.1016/j.jallcom.2020.153947Li J., Wang D., Xie F. Failure analysis of CO2 corrosion of natural gas pipeline under flowing conditions / Engineering Failure Analysis. – 2022. – Vol. 137. – Article 106265. doi:10.1016/j.engfailanal.2022.106265Li, J., Wang, D., Xie, F. (2022). Failure analysis of CO2 corrosion of natural gas pipeline under flowing conditions. Engineering Failure Analysis, 137, Article 106265. doi:10.1016/j.engfailanal.2022.106265Zhang D.,Yang L.,Tan Z. et al. Corrosion behavior of X65 steel at different depths of pitting defects under local flow conditions // Experimental Thermal and Fluid. – 2020. – Vol. 124. – Article 110333. doi:10.1016/j.expthermflusci.2020.110333Zhang, D., Yang, L., Tan, Z. et al. (2020). Corrosion behavior of X65 steel at different depths of pitting defects under local flow conditions. Experimental Thermal and Fluid, 124, Article 110333. doi:10.1016/j.expthermflusci.2020.110333Yin Z.F., Zhao W.Z., Feng Y.R. et al. Scaling characteristics and growth of corrosion product films in turbulent flow solution containing saturated CO2 // Materials and Corrosion. – 2009. – V. 60, № 1. – P. 5-13. doi:10.1002/maco.200805040Yin, Z. F., Zhao, W. Z., Feng, Y. R. et al. (2009). Scaling characteristics and growth of corrosion product films in turbulent flow solution containing saturated CO2. Materials and Corrosion, 60(1), 5-13. doi:10.1002/maco.200805040Fosbol P.L., Thomsen K., Stenby E.H. Review and recommended thermodynamic properties of FeCO3 // Corrosion Engineering, Science and Technology. – 2010. – Vol. 45, № 2. – P. 115-135. https://doi.org/10.1179/174327808X286437Fosbol, P.L., Thomsen, K., Stenby, E.H. (2010). Review and recommended thermodynamic properties of FeCO3. Corrosion Engineering, Science and Technology, 45(2), 115-135. https://doi.org/10.1179/174327808X286437Sun W, Nešić S. Kinetics of Corrosion Layer Formation: Part 1-Iron Carbonate Layers in Carbon Dioxide Corrosion // Corrosion. – 2008. – Vol. 64, № 4. – P. 334-346. https://doi.org/10.5006/1.3278477Sun, W, Nešić, S. (2008). Kinetics of Corrosion Layer Formation: Part 1 — Iron Carbonate Layers in Carbon Dioxide Corrosion. Corrosion, 64(4), 334-346. https://doi.org/10.5006/1.3278477Wu S.L., Cui Z.D., He F. et al. Characterization of the surface film formed from carbon dioxide corrosion on N80 steel // Materials Letters. – 2004. – Vol. 58. – Р. 1076-1081. doi:10.1016/j.matlet.2003.08.020Wu, S. L., Cui, Z. D., He, F. et al. (2004). Characterization of the surface film formed from carbon dioxide corrosion on N80 steel. Materials Letters, 58, 1076-1081. doi:10.1016/j.matlet.2003.08.020Mansoori H., Young D., Brown B. et. al. Influence of calcium and magnesium ions on CO2 corrosion of carbon steel in oil and gas production systems (review) // Journal of Natural Gas Science and Engineering. – 2018. – Vol. 59. – Р. 287-296. doi:10.1016/j.jngse.2018.08.025Mansoori, H., Young, D., Brown, B. et. al. (2018). Influence of calcium and magnesium ions on CO2 corrosion of carbon steel in oil and gas production systems (review). Journal of Natural Gas Science and Engineering, 59, 287-296. doi: 10.1016/j.jngse.2018.08.025Вагапов Р.К. Анализ влияния агрессивных факторов и условий на состав коррозионных продуктов // Вопросы материаловедения. – 2022. – Т. 111, № 3. – С. 85-97. doi:10.22349/1994-6716-2022-111-3-85-97Vagapov, R. К. (2022). Analysis of the influence of aggressive factors and conditions on the composition of corrosive products. Voprosy Materialovedeniya, 111(3), 85-97. doi:10.22349/1994-6716-2022-111-3-85-97 (in Russ.)Rizzo R., Ambat R. Effect of initial CaCO 3 saturation levels on the CO2 corrosion of 1Cr carbon steel // Materials and Corrosion. – 2021. – Vol. 72, № 6. – P. 1076-1090. https://doi.org/10.1002/maco.202011822Rizzo, R., Ambat, R. (2021). Effect of initial CaCO3 saturation levels on the CO2 corrosion of 1Cr carbon steel. Materials and Corrosion, 72(6), 1076-1090. https://doi.org/10.1002/maco.202011822Mohammed S.A., Hua Y., Barker R. et al. Effect of calcium on X65 carbon steel pitting in saturated CO2 environment // Electrochimica Acta. – 2022. – Vol. 407. – Article 139899. https://doi.org/10.1016/j.electacta.2022.139899Mohammed, S. A., Hua, Y., Barker, R. et al. (2022). Effect of calcium on X65 carbon steel pitting in saturated CO2 environment. Electrochimica Acta, 407, Article 139899. https://doi.org/10.1016/j.electacta.2022.139899Вагапов Р.К., Ибатуллин К.А. О коррозионной агрессивности эксплуатационных условий на инфраструктурных объектах подземных хранилищ газа // Практика противокоррозионной защиты. – 2023. – Т. 28, № 4. – С. 7-17. doi:10.31615/j.corros.prot.2023.110.4-1Vagapov, R. K.,Ibatullin, K. A. (2023). On the corrosive aggressiveness of operating conditions at infrastructure facilities of underground gas storage facilities. Theory and Practice of Corrosion Protection, 28(4), 7-17. doi:10.31615/j.corros.prot.2022.105.3-2 (in Russ.)Слугин П.П., Полянский А.В. Оптимальный метод борьбы с углекислотной коррозией трубопроводов на Бованенковском НГКМ // Наука и техника в газовой промышленности. – 2018. – Т. 74, № 2. – С. 104-109Slugin, P. P., Polyanskii, A. V. (2018). Optimal method for countering carbon dioxide corrosion of pipelines at the Bovanenkovskoye OGCF. Nauka i tekhnika v gazovoi promyshlennosti, 74(2), 104-109. (in Russ.)

The authors declare that there are no conflicts of interest present.