Методические аспекты исследования агрессивности пластовых сред и условий подземных хранилищ газа по отношению к скважинному оборудованию и трубопроводам

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.

1. Самсонов 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.

2. 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.

3. 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.2023.110.4-1

4. 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.3475

5. Zhao 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/s11665-023-08491-3

6. Вагапов 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.2020.98.4-1

7. Sadeghi 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.2021.103885

8. Zhang 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.2020.103714

9. Shoushtari 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.2023.107596

10. Иванов 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:10.51890/2587-7399-2022-7-1-110-117

11. 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/OGP2023SI100822

12. Филиппов А.В. Компонентный состав попутного нефтяного газа // Деловой журнал Neftegaz.RU. – 2019. – Т. 94, № 10. – P. 22-26.

13. 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.

14. 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:10.37493/2308-4758.2022.4.7

15. 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.

16. 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.2022.105.3-2

17. Вагапов Р.К., Лопаткин В.А., Манихин О.Ю. Металлографическое исследование стали газопровода с локальным дефектом // Технология металлов. – 2023. – № 2. – P. 19- 26. doi: 10.31044/1684-2499-2023-0-2-19-26

18. Бузинов С.Н., Исаева Н.А. Метод обоснования основных технологических показателей циклической эксплуатации ПХГ // Газовая промышленность. – 2013. – Т. 690, № 5. – С. 70-71.

19. 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.2015.02.047

20. Liu 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/s41529-022-00294-6

21. Yang 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-2017-0155

22. Mansoori 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.2018.08.025

23. Lennie 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.