Об ограниченности применения предиктивного анализа для оценки опасности углекислотной коррозии стали на газовых месторождениях

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.

1. Кантюков 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.10.17073/0368-0797-2021-11-793-801

2. 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.

3. 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.

4. 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.

5. 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.

6. 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.2022.106265

7. NORSOK M-506. CO2 corrosion rate calculation model.

8. 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.10.5006/1.3585212

9. Mansoori 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.2017.08.012

10. Coelho 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/s41529-022-00218-4

11. Ma 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-2022-0089

12. Chamkalani 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.10.1080/00986445.2012.717311

13. Hosseini 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-08-2015-1564

14. Fang 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.2023.108358

15. Hatami 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.2016.05.047

16. Cruz 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.2022.09.034

17. Xu 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.2022.106951

18. Soomro 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.2023.107747

19. 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. https://doi.10.22349/1994-6716-2020-101-1-163-175

20. 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.2024.112.2-1

21. 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.

22. Байдин И.И. Опыт борьбы с углекислотной коррозией на Юбилейном НГКМ // Наука и техника в газовой промышленности. – 2020. – № 3 (83). – С. 3-8.

23. 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.

24. 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.2017.08.028

25. Вагапов 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.

26. 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_20

27. 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.2015.02.047

28. Wang 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.2023.111127

29. Вагапов 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.10.26896/1028-6861-2022-88-9-35-41