Оценка влияния различных факторов на коррозию сталей при конденсации влаги в условиях транспортировки коррозионно-агрессивного газа

Проблема внутренней коррозии является актуальной проблемой при транспортировке по газопроводам добываемой продукции с присутствием коррозионно-агрессивных компонентов. Наличие в добываемом газе СО2 или Н2S в сочетании с присутствием конденсационной воды, а также ряд иных факторов, стимулируют интенсивное развитие углекислотной или сероводородной коррозии локального характера. Для определения предельных скоростей локальной коррозии выполнены коррозионные испытания в условиях конденсации влаги, которая проявляется, когда возникает градиент температур и происходит быстрое охлаждение транспортируемого газа. Выполнены исследования по оценке влияния основных эксплуатационных факторов на коррозионные процессы при конденсации влаги на внутренней поверхности газопровода: влажности, температуры, типа стали, наличия сварного шва и присутствия спирта, моноэтиленгликоля и кислотных сред. Установлено, что многие вышеперечисленные коррозионные параметры ускоряют локальную коррозию углеродистых и низколегированных сталей, скорость развития которой достигает нескольких мм/год. Определено, что скорость развития коррозионных процессов при конденсации водно-гликолевого и водно-спиртового растворов зависит от количества и состава конденсирующейся на металлической поверхности жидкости. Высоколегированная сталь 12Х18Н10Т (с 18% Cr) показала стойкость к условиям коррозии при конденсации влаги.

1. Кантюков Р.Р., Запевалов Д.Н., Вагапов Р.К. Анализ применения и воздействия углекислотных сред на коррозионное состояние нефтегазовых объектов // Записки Горного института. – 2021. – Т. 250, № 4. – С. 578-586. doi:10.31897/PMI.2021.4.11

2. Trends in Oil and Gas Corrosion Research and Technologies. Production and Transmission, Woodhead Publishing // Edited by A. M. El-Sherik. – 2017. – 890 pp.

3. Alamri 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.2020.104735

4. Вагапов Р.К. Стойкость сталей в эксплуатационных условиях газовых месторождений, содержащих в добываемых средах агрессивный СО2 // Материаловедение. – 2021. – № 8. – С. 41-47. doi: 10.31044/1684-579X-2021-0-8-41-47

5. Мокшаев А.Н., Сорокин Н.И., Барышев С.Н. Обеспечение надежности и эффективности эксплуатации оборудования опасных производственных объектов Оренбургского НГКМ при сверхпроектном сроке службы // Газовая промышленность. – 2018. – № 3. – С. 39-41.

6. Филиппов А.Г., Токман А.К., Потапов А.Г. и др. Эксплуатация скважин Астраханского газоконденсатного месторождения. М.: ООО «Газпром экспо». – 2010. – 171 с.

7. Вагапов Р.К. Исследование наводороживания и коррозии стального оборудования и трубопроводов на объектах добычи H2S-содержащего углеводородного сырья // Вопросы материаловедения. – 2021. – Т. 106, № 2. – С. 170-181. doi: 10.22349/1994-6716-2021-106-2-170-181

8. Singer М. Study of the Localized Nature of Top of the Line Corrosion in sweet environment // Corrosion. – 2017 – V. 73, № 8. – P. 1030-1055. https://doi.org/10.5006/2222

9. 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

10. Вагапов 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. doi: 10.22349/1994-6716-2020-101-1-163-175

11. Kermani B., Harrop D. Corrosion and Materials in Hydrocarbon Production: A Compendium of Operational and Engineering Aspects // John Wiley & Sons Ltd. – 2019. – 344 pp.

12. Papavinasam S. Corrosion Control in the Oil and Gas Industry // Gulf Professional Publishing. – 2014. – 992 pp.

13. Pugh D., Asher S., Berchane N. et al. Top-of-Line Corrosion Control in Large Diameter Wet Gas Pipelines // International Petroleum Technology Conference. - Doha (Qatar). – 2009. – Paper IPTC-13733-MS.

14. Li H., Yap K.M., Srinivasan S. Evaluation of Top-of-Line Corrosion Model for Multiphase Oil and Gas Environments // NACE Corrosion conference. – 2018. – Paper 51318-11223.

15. Asher S.L., Sun W., Ojifinni R. et al. Top of the Line Corrosion Prediction in Wet Gas Pipelines // NACE Corrosion conference. – 2012. Paper С-2012-0001303.

16. Розенфельд И.Л., Жигалова К.А. Ускоренные методы коррозионных испытаний металлов (теория и практика) – М.: Издательство «Металлургия». – 1966. – 347 с.

17. ГОСТ 9.908-85 Единая система защиты от коррозии и старения. Металлы и сплавы. Методы определения показателей коррозии и коррозионной стойкости.

18. Кузнецов Ю.И., Андреев Н.Н., Ибатуллин К.А., Олейник С.В. Защита стали летучими ингибиторами от углекислотной коррозии. I. Жидкая фаза // Защита металлов. – 2002. – Т. 38, № 4. – С. 368-374.

19. Кузнецов Ю.И., Андреев Н.Н., Ибатуллин К.А., Олейник С.В. Защита стали летучими ингибиторами от углекислотной коррозии. II. Паровая фаза // Защита металлов. – 2003. – Т. 39, № 1. – С. 23-28.

20. Marsch J. Materials Selection For Offshore Pipelines - a European Perspective // NACE Corrosion conference. – 2012. – Paper 51312-01649.

21. Sun Y.H., Nešić S. A parametric study and modeling on localized CO2 corrosion in horizontal wet gas flow // NACE Corrosion conference. – 2004. – Paper 380.

22. Piccardino J.R., Stuvik M., Gunaltun Y., Pornthep T. Internal Inspection of Wet Gas Lines Subject to Top of the Line Corrosion // NACE Corrosion conference. – 2004. – Paper 04354.

23. 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. 104-109.

24. Корякин А.Ю., Кобычев В.Ф., Колинченко И.В., Юсупов А.Д. Условия протекания углекислотной коррозии на объектах добычи Ачимовских отложений, методы контроля и прогнозирования // Газовая промышленность. – 2017. – № 12. – С. 84-89.

25. Байдин И.И., Харитонов А.Н., Величкин А.В., Ильин А.В., Подолянский Е.С. Влияние углекислоты в природном газе газоконденсатной залежи нижнемеловых отложений Юбилейного нефтегазоконденсатного месторождения на эксплуатацию УКПГ-НТС // Наука и техника в газовой промышленности. – 2018. – Т. 74, № 2. – С. 23-35.

26. Вагапов Р.К., Запевалов Д.Н., Ибатуллин К.А. Исследование коррозии объектов инфраструктуры газодобычи в присутствии CO2 аналитическими методами контроля // Заводская лаборатория. Диагностика материалов. – 2020. – № 10. – С. 23-30. doi: https:// doi.org/10.26896/1028-6861-2020-86-10-23-30

27. Nyborg R., Dugstad A. Top of Line Corrosion and Water Condensation Rates in Wet Gas Pipelines // NACE Corrosion conference. – 2007. – Paper 07555.

28. Gunaltun Y.M., Larrey D. Watercondensation rate critical in predicting, preventing TLC in wet-gas lines // Oil & gas journal. – 2000. – V. 98, № 28. – P. 58-63.

29. Kaewpradap U., Singer M., Nešić S., Punpruk S. Top Of The Line Corrosion - Comparison Of Model Predictions With Field Data // NACE Corrosion conference. – 2012. – Paper 1449.

30. Gunaltun Y.M., Larrey D., Punpruk S., Suryani S. Design of Multiphase Offshore Gas Pipelines with High Risk of Sweet Top of the Lines Corrosion // NACE Corrosion conference. – 2013. – Paper 2290.

31. Precoor D. A Study Of Methanol Corrosion In Wet Sour Systems, With and Without Inhibition // NACE Northern Area Western Conference. – 2010. – Calgary (Alberta). – Paper 1-21.

32. Qasim A., Khan M.S., Lal B., Shariff A.M. A perspective on dual purpose gas hydrate and corrosion inhibitors for flow assurance // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2019. – V. 183. – Article 106418. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2019.106418

33. Вагапов Р.К., Запевалов Д.Н., Ибатуллин К.А. О закономерностях протекания внутренней коррозии и противокоррозионной защите морских объектов в условиях присутствия повышенных количеств диоксида углерода // Вести газовой науки. – 2020. – № 3. – С. 81-92.

34. Вагапов Р.К. Коррозионное разрушение стального оборудования и трубопроводов на объектах газовых месторождений в присутствии агрессивных компонентов // Технология металлов. – 2021. – № 3. – С. 47-54. doi: 10.31044/1684-2499-2021-0-3-47-54

35. Mu L.J., Zhao W.Z. Investigation on carbon dioxide corrosion behaviour of HP13Cr110 stainless s teel in simulated stratum water // Corrosion Science. – 2010. – V. 52, № 1. – Р. 82-89. https://doi.org/10.1016/j.corsci.2009.08.056

36. Pots B.F.M., Hendriksen E.L.J.A. CO2 corrosion under scaling conditions - the special case of top-of-line corrosion in wet gas pipelines // NACE Corrosion conference. – 2000. – Paper 00031.

37. Вагапов Р.К., Михалкина О.Г., Запевалов Д.Н. Использование методов рентгеновской дифракции и хроматомасс-спектрометрии при оценке коррозии и ингибиторной защиты на объектах газовых месторождений // Коррозия: материалы, защита. – 2022. – № 1. – С. 37-48. doi: 10.31044/1813–7016–2022–0–1–37–48

38. Singer M., Hinkson D., Zhang Z., Wang H., Nešić S. CO2 Top-of-the-Line Corrosion in Presence of Acetic Acid: A Parametric Study // Corrosion. – 2013. – V. 69, № 7. – Р. 719-735. https://doi.org/10.5006/0737

39. Svenningsen G., Nyborg R., Torri L., Cheldi T., Cavassi P. Top of Line Corrosion Testing for a Gas Field with Acetic Acid and Low CO2 // NACE Corrosion conference. – 2016. – Paper 51316-7275.

40. Singer M., Nešić S., Gunaltun Y.M. Top of the Line Corrosion in Presence of Acetic Acid and Carbon Dioxide // NACE Corrosion conference. – 2004. – Paper 04437.

41. Andersen T.R., Halvorsen A.M.K., Valle A., Kojen G.P., Dugstad A. The influence of condensation rate and acetic acid concentration on TOL-corrosion in multiphase pipelines // NACE Corrosion conference. – 2007. – Рaper 07312.

42. Nafday O.A., Nešić S. Iron carbonate film formation and CO2 corrosion in the presence of acetic acid // NACE Corrosion conference. – 2005. – Paper 05295.

43. Jia Z., Li X., Du C., Liu Z., Ga J. Effect of acetic acid on CO2 corrosion of 3Cr lowalloy steel // Materials Chemistry and Physics. – 2012. – V. 132. – Р. 258-263. doi:10.1016/j.matchemphys.2011.08.034

44. Rozenfeld I.L., Frolova L.V., Brusnikina V.M. Investigation of the corrosion and hydrogen absorption of steel and inhibition of these processes in aqueous media containing hydrogen sulfide // Soviet Scientific Reviews, Section B. Chemistry reviews. – Amsterdam: OPA Ltd. – 1987. – V. 8. – P. 115.

45. Pugh D.V., Asher S.L., Cai J., et al. Top- Of-Line Corrosion Mechanism For Sour Wet Gas Pipelines // NACE Corrosion conference. – 2009. – Рaper 9285.

46. Svenningsen G., Kvarekvål J. Sour Top of Line Corrosion // NACE Corrosion conference. – 2018. – Рaper 10964.

47. Li C., Sun W., Ling S., Pacheco J.L. Experimental Study of Top-of-Line Corrosion In Slightly Sour Environments // NACE Corrosion conference. – 2012. – Рaper 1306.

48. ГОСТ 1579-93 Проволока. Метод испытания на перегиб.