corrosionprotectionПрактика противокоррозионной защитыTheory and Practice of Corrosion Protection1998-57382658-6797Association "CARTEC"10.31615/j.corros.prot.2025.116.2-1corrosionprotection-165Research ArticleПРИБОРЫ И МЕТОДЫ КОРРОЗИОННОГО КОНТРОЛЯОб ограниченности применения предиктивного анализа для оценки опасности углекислотной коррозии стали на газовых месторожденияхOn the Imitations of Using Predictive Analysis to Assess the Risk of Carbon Dioxide Corrosion of Steel in Gas FieldsВагаповР. К.VagapovR. K.

Руслан Кизитович Вагапов, д.т.н., к.х.н., член-корр. РАЕН, начальник лаборатории

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

Ruslan K. Vagapov, DcS in Technic, Cand. Sci. in Chemistry, Associate Member of the Russian Academy of Natural Sciences, Head of Laboratory

15, bld. 1, Gazovikov St., Razvilka, Leninsky municip., Moscow region, 142717

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

Константин Анатольевич Ибатуллин, к.х.н., в.н.с

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

Konstantin A. Ibatullin, Cand. Sci. in Chemistry, Leading Researcher

15, bld. 1, Gazovikov St., Razvilka, Leninsky municip., Moscow region, 142717

ООО «Газпром ВНИИГАЗ»РоссияLLC Gazprom VNIIGAZRussian Federation202517072025302619Copyright © Вагапов Р.К., Ибатуллин К.А., 20252025Вагапов 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/165

Углекислотная коррозия является одной из основных проблем газовых месторождениях на современном этапе их развития. Одним из методов для оценки коррозионной агрессивности эксплуатационных условий нефтегазовых месторождений является использование расчетных моделей. Предиктивные модели известны еще с 1970-х годов и разработаны преимущественно для нефтяных месторождений. Среди таких моделей для определения скоростей углекислотной коррозии самыми известными являются уравнения NORSOK и де Ваарда-Миллиамса. Опыт ООО «Газпром ВНИИГАЗ» показывает, что на настоящий момент верифицированных моделей расчета скоростей коррозии для углекислотных и других агрессивных условий не существует и они не применяются на объектах добычи, транспорта и переработки газа. Сравнение скоростей коррозии, рассчитанных по уравнениям NORSOK и де Ваарда-Миллиамса, показал их завышенные в несколько раз значения, которые существенно отличаются от реальных значений общей углекислотной коррозии на основных газовых месторождениях. Также наблюдается отличие расчетных скоростей коррозии от полученных ООО «Газпром ВНИИГАЗ» по результатам имитационных испытаний. Рассмотрены основные отличия и несоответствия в динамике изменения таких расчетных скоростей углекислотной коррозии в зависимости от основных агрессивных факторов (температуры, парциального давления и др.). Подчеркнута важность выбора для получения исходных данных не одного, как в рассмотренных моделях предиктивного анализа, а нескольких методов испытаний, предложенных и практикуемых ООО «Газпром ВНИИГАЗ» при оценке степени опасности углекислотной коррозии на газовых месторождениях. Обсуждены основные ограничения существующих моделей предиктивного анализа, которые не позволяют их использовать на газовых объектах. К ним можно отнести то, что модели расчета не позволяют оценивать опасность локальной углекислотной коррозии, не учитывают минеральный состав водных сред, а также возможность образования и свойства продуктов коррозии на стали. Отмечено, что, по данным ООО «Газпром ВНИИГАЗ», существующие модели расчета скорости углекислотной коррозии дают существенно завышенные значения, предназначены для нефтяных объектов и не могут быть применены на газовых объектах. В таких условиях основным способом определения скоростей коррозии остается проведение имитационных испытаний.

Carbon dioxide corrosion is one of the main problems of gas fields at the present stage of their development. One of the methods for assessing the corrosion aggressiveness of the operating conditions of oil and gas fields is the use of calculation models. Predictive models have been known since the 1970s and were developed mainly for oil fields. Among such models for determining the rates of carbon dioxide corrosion, the most famous are the NORSOK and de Waard-Milliams equations. The experience of Gazprom VNIIGAZ LLC shows that at present, there are no verified models for calculating corrosion rates for carbon dioxide and other aggressive conditions and are not used at gas production, transportation and processing facilities. A comparison of the corrosion rates calculated using the NORSOK and de Waard-Milliams equations showed that they are several times overestimated, which differ significantly from the actual values of total carbon dioxide corrosion at the main gas fields. There is also a difference in the calculated corrosion rates from those obtained by Gazprom VNIIGAZ LLC based on the results of simulation tests. The main differences and discrepancies in the dynamics of changes in such estimated rates of carbon dioxide corrosion from the main aggressive factors (temperature, partial pressure, etc.) are considered. The importance of choosing for obtaining initial data not one, as in the considered predictive analysis models, but several testing methods proposed and practiced by Gazprom VNIIGAZ LLC when assessing the degree of danger of carbon dioxide corrosion in gas fields is emphasized. The main limitations of existing predictive analysis models that do not allow their use at gas facilities are discussed. These include the fact that the calculation models do not allow assessing the danger of local carbon dioxide corrosion, do not take into account the mineral composition of aqueous media, as well as the possibility of formation and properties of corrosion products on steel. It is noted that, according to Gazprom VNIIGAZ LLC, existing models for calculating the rate of carbon dioxide corrosion give significantly overestimated values, are intended for oil facilities and cannot be used at gas facilities. In such conditions, the main method for determining corrosion rates remains simulation tests.

модель расчетауглекислотная коррозиякоррозионно-агрессивные факторымоделирование испытанийскорость коррозииобщая коррозиялокальные дефектыcalculation modelcarbon dioxide corrosioncorrosion-aggressive factorstest modelingcorrosion rategeneral corrosionlocal defectsReferencesКантюков Р.Р., Запевалов Д.Н., Вагапов Р.К. Исследование коррозионной активности сред и стойкости используемых материалов в условиях присутствия агрессивного диоксида углерода // Известия высших учебных заведений. Черная металлургия. – 2021. – Т. 64, № 11. – С. 793-801. https://doi.10.17073/0368-0797-2021-11-793-801Kantyukov, R.R., Zapevalov, D.N., Vagapov, R.K. (2021). Media corrosiveness and materials resistance at presence of aggressive carbon dioxide. Izvestiya. Ferrous Metallurgy, 64(11), 793-801. https://doi.10.17073/0368-0797-2021-11-793-801 (in Russ.)Байдин И.И., Харитонов А.Н., Величкин А.В. и др. Влияние углекислоты в природном газе газоконденсатной залежи нижнемеловых отложений Юбилейного нефтегазоконденсатного месторождения на эксплуатацию УКПГ-НТС // Наука и техника в газовой промышленности. – 2018. – № 2 (74). – С. 23-35.Baydin, I.I., Kharitonov, A.N., Velichkin, A.V. et. al. (2018). The effect of carbon dioxide contained in the natural gas of the lower cretaceous gas condensate deposit of the Yubileynoye oil and gas condensate field on the comprehensive gas treatment unit low temperature separation. Nauka i tekhnika v gazovoy promyshlennosti, 74(2), 23-35. (in Russ.)Петренко В.Е., Нуриев М.Ф., Шевелев М.Б. и др. Опыт разработки месторождения на шельфе Российской Федерации, оборудованного подводно-добычным комплексом // Газовая промышленность. – 2018. – №11 (777). – C. 8-13.Petrenko, V.E., Nuriev, M.F., Shevelev, M.B. et. al. (2018). Experience of development and reservoir engineering at off-shore field equipped with subsea production units in the Russian Federation. Gas Industry of Russia, 777(11), 8-13. (in Russ.)Корякин А.Ю., Кобычев В.Ф., Колинченко И.В. и др. Условия протекания углекислотной коррозии на объектах добычи ачимовских отложений, методы контроля и прогнозирования // Газовая промышленность. – 2017. – № 12 (761). – С. 84-89.Koryakin, A.Yu., Kobychev, V.F., Kolinchenko, I.V. et. al. (2017). Conditions of the carbon dioxide corrosion on the production facilities of achimovskie deposits, methods of monitoring and forecasting. Gas Industry of Russia, 761(12), 84-89. (in Russ.)Запевалов Д.Н., Вагапов Р.К., Мельситдинова Р.А. Оценка коррозионных условий и решений по защите морских объектов от внутренней коррозии // Вести газовой науки. – 2018. – № 4 (36). – С. 79-86.Zapevalov, D.N., Vagapov, R.K., Melsitdinova, R.A. (2018). Assessing corrosion environment and internal corrosion remedies for offshore objects. Vesti Gazovoy Nauki, 4 (36), 79-86. (in Russ.)Li 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. https://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. https:// doi.10.1016/j.engfailanal.2022.106265NORSOK M-506. CO2 corrosion rate calculation model.NORSOK M-506. CO2 corrosion rate calculation model.De Waard C., Lotz U., Milliams D.E. Predictive model for CO2 corrosion engineering in wet natural gas pipelines // Corrosion. – 1991. – Vol. 47, № 12. – P. 976-985. https://doi.10.5006/1.3585212De Waard, C., Lotz, U., Milliams, D.E. (1991). Predictive model for CO2 corrosion engineering in wet natural gas pipelines. Corrosion, 47(12), 976-985. https://doi.10.5006/1.3585212Mansoori H., Mirzaee R., Esmaeilzadeh F. et. al. Pitting corrosion failure analysis of a wet gas pipeline // Engineering Failure Analysis. – 2017. – Vol. 82. – P. 16-25. https://doi.10.1016/j.engfailanal.2017.08.012Mansoori, H., Mirzaee, R., Esmaeilzadeh, F. et al. (2017). Pitting corrosion failure analysis of a wet gas pipeline. Engineering Failure Analysis, 82, 16-25. https://doi.10.1016/j.engfailanal.2017.08.012Coelho L.B., Zhang D., Van Ingelgem Y. et al. Reviewing machine learning of corrosion prediction in a data-oriented perspective // npj Mater Degrad. – 2022. – Vol. 6. – Article 8. https://doi.org/10.1038/s41529-022-00218-4Coelho, L.B., Zhang, D., Van Ingelgem, Y. et al. (2022). Reviewing machine learning of corrosion prediction in a data-oriented perspective. npj Mater Degrad, 6. Article 8. https://doi.10.1038/s41529-022-00218-4Ma Sh., Du Y., Wang Sh. et. al. Application of machine learning in material corrosion research // Corrosion Reviews. – 2023. – Vol. 41, № 4. – P. 417-426. https://doi.10.1515/corrrev-2022-0089Ma, Sh., Du, Y., Wang, Sh., Su, Y. (2023). Application of machine learning in material corrosion research. Corrosion Reviews, 41(4), 417-426. https://doi.10.1515/corrrev-2022-0089Chamkalani A., Nareh’ei M.A., Chamkalani R. et. al. Soft computing method for prediction of CO2 corrosion in flow lines based on neural network approach // Chemical Engineering Communications. – 2013. – Vol. 200, № 6. – P. 731-747. https://doi.10.1080/00986445.2012.717311Chamkalani, A., Nareh’ei, M.A., Chamkalani, R. et al. (2013). Soft computing method for prediction of CO2 corrosion in flow lines based on neural network approach. Chemical Engineering Communications, 200(6), 731-747. https://doi.10.1080/00986445.2012.717311Hosseini S.M.K. Robust prediction of CO2 corrosion rate in extraction and production hydrocarbon industry // Anti-Corrosion Methods and Materials. – 2017. – Vol. 64, № 1. – P. 36-42. https://doi.org/10.1108/ACMM-08-2015-1564Hosseini, S.M.K. (2017). Robust prediction of CO2 corrosion rate in extraction and production hydrocarbon industry. Anti-Corrosion Methods and Materials, 64(1), 36-42. https://doi.10.1108/ACMM-08-2015-1564Fang J., Cheng X., Gai H. et. al. Development of machine learning algorithms for predicting internal corrosion of crude oil and natural gas pipelines // Computers & Chemical Engineering. – 2023. – Vol. 177. – Article 108358. https://doi.10.1016/j.compchemeng.2023.108358Fang, J., Cheng, X., Gai, H. et. al. (2023). Development of machine learning algorithms for predicting internal corrosion of crude oil and natural gas pipelines. Computers & Chemical Engineering, 177. Article 108358. https://doi.10.1016/j.compchemeng.2023.108358Hatami S., Ghaderi-Ardakani A., Niknejad-Khomami M. et. al. On the prediction of CO2 corrosion in petroleum industry // The Journal of Supercritical Fluids. – 2016. – Vol. 117. – P. 108-112. https://doi.10.1016/j.supflu.2016.05.047Hatami, S., Ghaderi-Ardakani, A., Niknejad-Khomami, M. et. al. (2016). On the prediction of CO2 corrosion in petroleum industry. The Journal of Supercritical Fluids, 117, 108-112. https://doi.10.1016/j.supflu.2016.05.047Cruz J.P.B., Veruz E.G., Aoki I.V. et. al. Uniform corrosion assessment in oil and gas pipelines using corrosion prediction models – Part 1: models performance and limitations for operational field cases // Process Safety and Environmental Protection. – 2022. – Vol. 167. – P. 500-515. https://doi.10.1016/j.psep.2022.09.034Cruz, J.P.B., Veruz, E.G., Aoki, I.V. et. al. (2022). Uniform corrosion assessment in oil and gas pipelines using corrosion prediction models – Part 1: models performance and limitations for operational field cases. Process Safety and Environmental Protection, 167, 500-515. https://doi.10.1016/j.psep.2022.09.034Xu L., Wang Y., Mo L. et. al. The research progress and prospect of data mining methods on corrosion prediction of oil and gas pipelines // Engineering Failure Analysis. – 2023. – Vol. 144. – Article 106951. https://doi.10.1016/j.engfailanal.2022.106951Xu, L., Wang, Y., Mo, L. et. al. (2023). The research progress and prospect of data mining methods on corrosion prediction of oil and gas pipelines. Engineering Failure Analysis, 144. Article 106951. https://doi.10.1016/j.engfailanal.2022.106951Soomro A.A., Mokhtar A.A., Hussin H.B. et. al. Analysis of machine learning models and data sources to forecast burst pressure of petroleum corroded pipelines: A comprehensive review // Engineering Failure Analysis. – 2024. – Vol. 155. – Article 107747. https://doi.10.1016/j.engfailanal.2023.107747Soomro, A.A., Mokhtar, A.A., Hussin, H.B. et. al. (2024). Analysis of machine learning models and data sources to forecast burst pressure of petroleum corroded pipelines: A comprehensive review. Engineering Failure Analysis, 155. Article 107747. https://doi.10.1016/j.engfailanal.2023.107747Вагапов Р.К., Запевалов Д.Н., Ибатуллин К.А. Оценка коррозионной стойкости материалов в условиях конденсации влаги и наличия диоксида углерода // Вопросы материаловедения. – 2020. – Т. 101, № 1. – С. 163-175. https://doi.10.22349/1994-6716-2020-101-1-163-175Vagapov, R., Zapevalov, D., Ibatullin, K. (2021). The Evaluation of the Corrosion Resistance of Materials under the Conditions of Moisture Condensation in the Presence of Carbon Dioxide. Inorganic Materials: Applied Research, 12(6), 1606-1614. https://doi.10.1134/S2075113321060289 (in Russ.)Запевалов Д.Н., Вагапов Р.К., Ибатуллин К.А. Перспективные направления исследований внутренней коррозии газопроводов в углекислотных средах // Практика противокоррозионной защиты. – 2024. – Т. 29, № 2. – С. 6-20. https://doi.10.31615/j.corros.prot.2024.112.2-1Zapevalov, D.N., Vagapov, R.K., Ibatullin, K.A. (2024). Promising Directions for Research into Internal Corrosion of Gas Pipelines in Carbon Dioxide Environments. Theory and Practice of Corrosion Protection, 29(2), 6-20. https://doi.10.31615/j.corros.prot.2024.112.2-1 (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. – № 2 (74). – С. 104-109.Slugin, P.P., Polyansky, A.V. (2018). The best technique for controlling the carbon dioxide corrosion of pipelines at the Bovanenkovskoye oil and gas condensate field. Nauka i tekhnika v gazovoy promyshlennosti, 74(2), 104-109. (in Russ.)Байдин И.И. Опыт борьбы с углекислотной коррозией на Юбилейном НГКМ // Наука и техника в газовой промышленности. – 2020. – № 3 (83). – С. 3-8.Baydin, I.I. (2020). Practice of Combating Carbon Dioxide Corrosion at the Yubileynoye Oil and Gas Condensate Field. Nauka i tekhnika v gazovoy promyshlennosti, 83(3), 3-8. (in Russ.)Артеменков В.Ю., Корякин А.Ю., Дикамов Д.В. и др. Организация коррозионного мониторинга на объектах второго участка Ачимовских отложений Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения // Газовая промышленность. – 2017. – Т. 754. – С. 74-78.Artemenkov, V.Yu., Koryakin A.Yu., Dikamov D.V.et. al. (2017). Organization of corrosion monitoring at the facilities of the second section of the Achimov deposits of the Urengoy oil and gas condensate field. Gas Industry of Russia, 754, 74-78. (in Russ.)Li Y. Z., Xu N., Guo X. P., Zhang G.A. The role of acetic acid or H+ in initiating crevice corrosion of N80 carbon steel in CO2-saturated NaCl solution // Corrosion Science. – 2017. – Vol. 128. – Р. 9-22. https://doi.org/10.1016/j.corsci.2017.08.028Li Y.Z., Xu N., Guo X.P., Zhang G.A. (2017). The role of acetic acid or H+ in initiating crevice corrosion of N80 carbon steel in CO2-saturated NaCl solution. Corrosion Science, 128, 9-22. https://doi.10.1016/j.corsci.2017.08.028Вагапов Р.К., Томский И.С. Зависимость скорости коррозионных процессов от скорости потока среды с содержанием диоксида углерода // Химическое и нефтегазовое машиностроение. – 2021. – № 6. – С. 37-40.Vagapov, R.K., Tomskiy, I.S. (2021). Dependence of Corrosion Process Rate on Carbon Dioxide Medium Containing Flow Rate. Chemical and Petroleum Engineering, 57, 507512. https://doi.10.1007/s10556-021-00966-1 (in Russ.)Васечкина И.А., Гладченкова Ю.С., Амежнов А.В. Влияние химического состава и структурных характеристик трубных сталей на их коррозионную стойкость в условиях эксплуатации нефтепромысловых трубопроводов Западной Сибири // Металлург. – 2023. – № 5. – С. 20-27. https://doi.10.52351/00260827_2023_05_20Vasechkina, I.A., Gladchenkova, Y.S., Amezhnov, A.V. (2023). Effect of Pipe Steel Chemical Composition and Structural Characteristics on Corrosion Resistance under Western Siberia Oilfield Pipeline Operating Conditions. Metallurgist, 67, 579-589. https://doi.10.1007/s11015-023-01546-9 (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. – Vol. 156. – P. 198-205. https://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. https://doi.10.1016/j.matchemphys.2015.02.047Wang C., Xu X., Liu C. et. al. Improvement on the CO2 corrosion prediction via considering the corrosion product performance // Corrosion Science. – 2023. – Vol. 217. – Article 111127. https://doi.10.1016/j.corsci.2023.111127Wang, C., Xu, X., Liu, C. et. al. (2023). Improvement on the CO2 corrosion prediction via considering the corrosion product performance. Corrosion Science, 217. Article 111127. https://doi.10.1016/j.corsci.2023.111127Вагапов Р.К., Михалкина О.Г. Исследование продуктов углекислотной коррозии методом рентгеновской дифракции // Заводская лаборатория. Диагностика материалов. – 2022. – Т. 88, № 9. – С. 35-41. https://doi.10.26896/1028-6861-2022-88-9-35-41Vagapov, R.K., Mikhalkina, O.G. (2022). Study of carbon dioxide corrosion products by the X-ray diffraction method. Industrial laboratory. Diagnostics of materials, 88(9), 3541. https://doi.10.26896/1028-6861-2022-889-35-41 (in Russ.)

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