corrosionprotectionПрактика противокоррозионной защитыTheory and Practice of Corrosion Protection1998-57382658-6797Association "CARTEC"10.31615/j.corros.prot.2024.113.3-1corrosionprotection-130Research ArticleОБОРУДОВАНИЕ НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ И НЕФТЕГАЗОПЕРЕРАБОТКИ – КОРРОЗИЯ И ЗАЩИТАМетодические аспекты исследования агрессивности пластовых сред и условий подземных хранилищ газа по отношению к скважинному оборудованию и трубопроводамMethodological Aspects of Studying the Aggressiveness of Reservoir Media and the Conditions of Underground Gas Storage Facilities in Relation to Well Equipment and PipelinesВагаповР. 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, Leninsky municip., 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, Leninsky municip., Moscow region, 142717

ООО «Газпром ВНИИГАЗ»РоссияLLC Gazprom VNIIGAZRussian Federation202411122024293720Copyright © Вагапов Р.К., Ибатуллин К.А., 20242024Вагапов Р.К., Ибатуллин К.А.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/130

Газ, закачиваемый или отбираемый из подземных хранилищ, может содержать коррозионно-активные, по отношению к стальным объектам, диоксид углерода или сероводород. Однако до последнего времени опасности внутренней коррозии на подземных хранилищах газа практически не уделялось внимания. Целенаправленных исследований по стойкости таких стальных объектов, которые бы учитывали особенности их эксплуатации, ранее не проводилось. В связи с тем, что важным аспектом для получения достоверных данных является корректный выбор методов исследования, были выработаны и применены методические подходы для изучения основных агрессивных факторов путем анализа эксплуатационных параметров на подземных хранилищах газа. Основной задачей была апробация методов исследований стойкости материального исполнения и состава осадков, образующихся в результате воздействия на стальное оборудование и трубопроводы коррозионно-активных компонентов газа. Дальнейшее сравнение полученных данных с эксплуатационными характеристиками позволило определить механизмы разрушения стальных объектов на подземных хранилищах газа. Были проведены изучение и обработка основных эксплуатационных условий (температуры, давления, содержания сероводорода и диоксида углерода), анализ осадков методами сканирующей электронной микроскопии и рентгеновской дифракции, металлографические исследования стали. Предложенные ООО «Газпром ВНИИГАЗ» методические подходы позволяют объективно оценивать динамику изменения во времени температуры, давления и содержания сероводорода и диоксида углерода с последующим определением парциальных давлений этих газов и предварительной оценкой потенциальной коррозивности сред на подземных хранилищах газа. Анализ материалов труб или оборудования дает возможность определить степень влияния особенностей микроструктуры на общее или локальное течение коррозии. Исследование морфологии осадков позволяет проследить развитие процессов внутренней коррозии. Проведенный ООО «Газпром ВНИИГАЗ» комплекс исследований дает возможность выработать и подобрать необходимые меры по снижению опасности внутренней коррозии стальных газопроводов и оборудования подземных хранилищ газа.

Gas injected or withdrawn from underground gas storage facilities may contain carbon dioxide or hydrogen sulfide, which are corrosive to steel objects. However, until recently, virtually no attention was paid to the danger of internal corrosion in underground gas storage facilities. There have been no targeted studies on the durability of such steel objects that would take into account the peculiarities of their operation. Due to the fact that an important aspect for obtaining reliable data is the correct choice of research methods, methodological approaches have been developed and applied to study the main aggressive factors by analyzing operational parameters in underground gas storage facilities. The main task was to test methods for studying the durability of material design and the composition of sediments formed as a result of exposure of steel equipment and pipelines to corrosive gas components. Further comparison of the obtained data with operational characteristics made it possible to determine the mechanisms of destruction of steel objects in underground gas storage facilities. The study and processing of basic operating conditions (temperature, pressure, hydrogen sulfide and carbon dioxide content), analysis of precipitations using scanning electron microscopy and X-ray diffraction, and metallographic studies of steel were carried out. The methodological approaches proposed by Gazprom VNIIGAZ LLC make it possible to objectively assess the dynamics of changes over time in temperature, pressure and content of hydrogen sulfide and carbon dioxide, followed by the determination of the partial pressures of these gases and a preliminary assessment of the potential corrosivity of environments in underground gas storage facilities. Analysis of pipe or equipment materials makes it possible to determine the degree of influence of microstructure features on the general or local course of corrosion. Studying the morphology of sediments allows us to trace the development of internal corrosion processes. A set of studies carried out by Gazprom VNIIGAZ LLC makes it possible to develop and select the necessary measures to reduce the risk of internal corrosion of steel gas pipelines and equipment of underground gas storage facilities.

эксплуатационные условиягазопроводдиоксид углеродасероводородосадки на металлеметаллография сталивнутренняя коррозияoperating conditionsgas pipelinecarbon dioxidehydrogen sulfideprecipitations on metalsteel metallographyinternal corrosionReferencesСамсонов Р.О., Бузинов С.Н., Рубан Г.Н., Джафаров К.И. История организации подземного хранения газа в СССР – России // Георесурсы. – 2010. – Т. 36, № 4. – С. 2-8.Samsonov, R. O., Buzinov, S. N., Ruban, G. N., Dzhafarov, K. I. (2010). History of the underground gas storage organization in the USSR - Russia. Georesources, 36(4), 2-8. (in Russ.)Вайлерт Т., Пихельбауэр Й., Хаузер Л. Хайдах: от разведки и добычи к второму по величине ПХГ центральной Европы // Газовая промышленность. – 2013. – Т. 687, № 3. – С. 76-79.Weilert T., Pichlbauer J., Hauser L. (2013). Haidach: from initial E&P to second largest gas storage in Central Europe. Gas Industry of Russia, 687(3), 76-79. (in Russ.)Вагапов 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. А. (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.2023.110.4-1 (in Russ.)Wang Z., Wang L., Liu H. et.al. Study on CO2 corrosion behavior and protection technology of gas storage injection production well casing // Highlights in Science, Engineering and Technology. – 2022. – V. 25. – P. 181-188. https://doi.org/10.54097/hset.v25i.3475Wang, Z., Wang, L., Liu, H. et. al. (2022). Study on CO2 corrosion behavior and protection technology of gas storage injection production well casing. Highlights in Science, Engineering and Technology, 25, 181-188. https://doi.org/10.54097/hset.v25i.3475Zhao H., Chen F., Zhou H. et al. Study on the Mechanism of Corrosion in the Gas Injection/ Withdrawal Pipeline of Underground Gas Storage // Journal of Materials Engineering and Performance. – 2023. https://doi.org/10.1007/s11665-023-08491-3Zhao, H., Chen, F., Zhou, H. et al. (2023). Study on the Mechanism of Corrosion in the Gas Injection/Withdrawal Pipeline of Underground Gas Storage. Journal of Materials Engineering and Performance. https://doi.org/10.1007/s11665-023-08491-3Вагапов Р.К., Запевалов Д.Н. Агрессивные факторы эксплуатационных условий, вызывающие коррозию на объектах добычи газа в присутствии диоксида углерода // Практика противокоррозионной защиты. – 2020. − Т. 25, № 4. − С. 7-17. doi:10.31615/j.corros.prot.2020.98.4-1Vagapov, R. K., Zapevalov, D. N. (2020). Aggressive environmental factors causing corrosion at gas production facilities in the presence of carbon dioxide. Theory and Practice of Corrosion Protection, 25(4), 7-17. doi:10.31615/j.corros.prot.2020.98.4-1Sadeghi S., Sedaee B. Mechanistic simulation of cushion gas and working gas mixing during underground natural gas storage // Journal of Energy Storage. – 2022. – V. 46. – Article 103885. https://doi.org/10.1016/j.est.2021.103885Sadeghi, S., Sedaee, B. (2021). Mechanistic simulation of cushion gas and working gas mixing during underground natural gas storage. Journal of Energy Storage, 46, 103885. https://doi.org/10.1016/j.est.2021.103885Zhang R.-h., Chen Sh.-n., Hu Sh.-y. Numerical simulation and laboratory experiments of CO2 sequestration and being as cushion gas in underground natural gas storage reservoirs // Journal of Natural Gas Science and Engineering. – 2021. – V. 85. – Article 103714. https://doi.org/10.1016/j.jngse.2020.103714Zhang, R.-h., Chen, Sh.-n., Hu, Sh.-y. (2021). Numerical simulation and laboratory experiments of CO2 sequestration and being as cushion gas in underground natural gas storage reservoirs. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 85, 103714. https://doi.org/10.1016/j.jngse.2020.103714Shoushtari Sh., Namdar H., Jafari A. Utilization of CO2 and N2 as cushion gas in underground gas storage process: A review // Journal of Energy Storage. – 2023. – V. 67. – Article 107596. https://doi.org/10.1016/j.est.2023.107596Shoushtari, Sh., Namdar, H., Jafari, A. (2023). Utilization of CO2 and N2 as cushion gas in underground gas storage process: A review. Journal of Energy Storage, 67, 107596. https://doi.org/10.1016/j.est.2023.107596Иванов С.С., Перекупка А.Г., Багин Д.Е. Анализ причин высокой коррозионной агрессивности попутного нефтяного газа месторождений Западной Сибири // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2022. – V. 7, № 1. – P. 110-117. doi:10.51890/2587-7399-2022-7-1-110-117Ivanov, S. S., Perekupka, A. G., Bagin, D. E. (2022). Analysis of the causes of high corrosive aggressiveness of associated petroleum gas from Western Siberia fields. PRONEFT. Professionally about oil, 7(1), 110- 117. doi:10.51890/2587-7399-2022-7-1-110-117 (in Russ.)Завьялов В.В. Особенности коррозионного разрушения газопроводов, предназначенных для сбора и транспорта попутного нефтяного газа // Научные труды НИПИ Нефтегаз ГНКАР. – 2019. – № 3. – P. 70-75. doi:10.5510/OGP2023SI100822Zavyalov, V. V. (2019). Сorrosion destruction features of gas pipelines intended for collection and transportation of associated petroleum gas. SOCAR Proceedings, (3), 70-75. doi: 10.5510/OGP2023SI100822 (in Russ.)Филиппов А.В. Компонентный состав попутного нефтяного газа // Деловой журнал Neftegaz.RU. – 2019. – Т. 94, № 10. – P. 22-26.Filippov, А. V. (2013). Component composition of associated petroleum gas. Business magazine Neftegaz.RU, 22(10), 22-26. (in Russ.)Орловский С.Л. Методы предотвращения и удаления конденсационной воды в подземном хранилище газа (ПХГ) // В сборнике: Нефтегазовые технологии и новые материалы (проблемы и решения). – Уфа. – 2012. – С. 170-176.Orlovskiy, S. L. (2012). Methods for preventing and removing condensation water in underground gas storage (UGS) // Collection of Works: Oil and Gas Technologies and New Materials. Problems and Solutions, Ufa, 170- 176. (in Russ.)Акопов А.С., Каверзин С.А., Бекетов С.Б. и др. Анализ эффективности кислотных обработок скважин ПХГ // Наука. Инновации. Технологии. – 2022. – № 4. – P. 169-186. doi:10.37493/2308-4758.2022.4.7Akopov, A. S., Kaverzin, S. A., Beketov, S. B. et. al. (2022). Effectiveness Analysis of Acid Treatments in UGS Wells. Science. Innovations. Technologies, (4), 169-186. doi: 10.37493/2308-4758.2022.4.7 (in Russ.)Кантюков Р.Р., Запевалов Д.Н., Вагапов Р.К. и др. // Применение инновационного испытательного стенда для исследования коррозионных процессов в условиях углекислотных сред газовых месторождений // Газовая промышленность. – 2023. – Т. 856, № 11. – С. 78-85.Kantyukov, R. R., Zapevalov, D. N., Vagapov, R. K. et. al. (2023). Application of innovative test stand to study corrosion processes under carbon dioxide environment of gas fields. Gas Industry of Russia, 856(11), 78-85. (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. doi: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.)Вагапов Р.К., Лопаткин В.А., Манихин О.Ю. Металлографическое исследование стали газопровода с локальным дефектом // Технология металлов. – 2023. – № 2. – P. 19- 26. doi: 10.31044/1684-2499-2023-0-2-19-26Vagapov R. K., Lopatkin, V. A., Manikhin, O. Yu (2023). Metallographic study of gas pipeline steel with local defect. Technology of Metals, (2), 19-26. doi:10.31044/1684-2499-2023-0-2-19-26 (in Russ.)Бузинов С.Н., Исаева Н.А. Метод обоснования основных технологических показателей циклической эксплуатации ПХГ // Газовая промышленность. – 2013. – Т. 690, № 5. – С. 70-71.Buzinov, S. N., Isayeva, N. A. (2013). Gas storage cyclic operations: justification of main performance indicators. Gas Industry, 690(5), 70-71. (in Russ.)Ochoa N., Vega C., Pebere N. et al. CO2 corrosion resistance of carbon steel in relation with microstructure changes // Materials Chemistry and Physics. – 2015. – V. 156. – P. 198-205. doi:10.1016/j.matchemphys.2015.02.047Ochoa, N., Vega, C., Pebere, N. et al. (2015). CO2 corrosion resistance of carbon steel in relation with microstructure changes. Materials Chemistry and Physics, 156, 198-205. http://dx.doi.org/10.1016/j.matchemphys.2015.02.047Liu P., Zhang Q.-H., Watanabe Y. et al. A critical review of the recent advances in inclusion-triggered localized corrosion in steel // npj Materials Degradation. – 2022. – V. 6. – Article 81. doi:10.1038/s41529-022-00294-6Liu, P., Zhang, Q.-H., Watanabe, Y. et al. (2022). A critical review of the recent advances in inclusion-triggered localized corrosion in steel. npj Materials Degradation, 6, 81. https://doi.org/10.1038/s41529-022-00294-6Yang S., Zhao M., Feng J. et al. Induced-pitting behaviors of MnS inclusions in steel // High Temperature Materials and Processes. – 2018. – V. 37, № 9-10. – P. 1007- 1016. doi:10.1515/htmp-2017-0155Yang, S., Zhao, M., Feng, J. et al. (2018). Induced-pitting behaviors of MnS inclusions in steel. High Temperature Materials and Processes, 37(9-10), 1007-1016. https://doi.org/10.1515/htmp-2017-0155Mansoori 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 - A review // Journal of Natural Gas Science and Engineering. – 2018. – V. 59. – P. 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 - A review. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 59, 287-296. doi:10.1016/j.jngse.2018.08.025Lennie A.R., Vaughan D.J. Spectroscopic studies of iron sulfide formation and phase relations at low temperatures // Mineral Spec. – 1996. – V. 5. – P. 117-130.Lennie, A. R., Vaughan, D. J. (1996). Spectroscopic studies of iron sulfide formation and phase relations at low temperatures. Mineral Spec, (5), 117-130.

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