Оценка коррозионной стойкости материалов в условиях конденсации влаги и наличия диоксида углерода

Исследованы аспекты развития коррозионных процессов в условиях конденсации влаги в газовой фазе в присутствии диоксида углерода, которые приводят к образованию локальных повреждений стали на объектах добычи газа. Разработана и опробована методика проведения коррозионных испытаний сталей в таких условиях. Проанализированы причины локальной коррозии и степень коррозионного воздействия конденсации влаги на сталь в углекислотной среде. Установлено, что при перепаде температур происходит конденсация большего количества влаги на поверхности стали, что приводит к увеличению скорости как общей, так и локальной коррозии. Повышенная локализация коррозионных процессов в условиях конденсации влаги и присутствия СО2 становится причиной того, что показатель глубины коррозии стали намного выше, чем общая скорость коррозии. При оценке коррозионной агрессивности сред с конденсацией водной фазы следует учитывать показатели скорости коррозии, связанные с глубиной коррозионных повреждений. По результатам испытаний определено, что степень локализации коррозии в условиях конденсации влаги для образцов, вырезанных из сварного шва, выше, чем для образцов, вырезанных из основного металла.

коррозионная стойкость, конденсация влаги, скорость коррозии, локальная коррозии, диоксид углерода, локальные коррозионные дефекты

1. Саакиян Л. С., Ефремов А. П., Соболева И. А. Защита нефтегазопромыслового оборудования от коррозии. – М: Недра, 1982. – 227 с.

2. Защита трубопроводов от коррозии / Ф. М. Мустафин, М. В. Кузнецов, Г. Г. Васильев и др. – СПб: ООО «Недра», 2005. – 602 с.

3. Запевалов Д. Н., Вагапов Р. К., Ибатуллин К. А. Оценка фактора внутренней коррозии объектов добычи ПАО «Газпром» с повышенным содержанием углекислого газа // Наука и техника в газовой промышленности. – 2018. – № 3 (75). – С. 59–71.

4. Вагапов Р. К., Федотова А. И., Запевалов Д. Н., Стрельникова К. О. Коррозионная агрессивность различных эксплуатационных факторов на углеводородных месторождениях, содержащих диоксид углерода // Вести газовой науки. – 2019. – № 2 (39) . – С. 130–137.

5. 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.

6. Моисеев В. В., Исмагилов И. И., Ткешелиадзе Б. Т. Обеспечение безопасной эксплуатации Бованенковского НГКМ в условиях агрессивного воздействия СО2 // Материалы XI Международной научно-технической конференции «Диагностика оборудования и трубопроводов, подверженных воздействию сероводородсодержащих сред», Оренбург, 15–18 ноября 2016 г. – М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина, 2017. – 213 с.

7. Корякин А. Ю., Дикамов Д. В., Колинченко И. В., Юсупов А. Д., Запевалов Д. Н., Вагапов Р. К. Опыт подбора ингибиторов коррозии для защиты от углекислотной коррозии объектов второго участка ачимовских отложений Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2018. – № 6. – С. 48–55.

8. 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. – № 2. – С. 23–35.

9. Прокопов А. В., Ку б а н о в А. Н., Истомин В. А., Снежко Д. Н., Чепурнов А. Н., Акопян А. К. Специфика промысловой подготовки газов ачимовских залежей // Вести газовой науки. – 2018. – № 1. – С. 226–234.

10. Артеменков В. Ю., Корякин А. Ю., Шустов И. Н., Дикамов Д. В., Шишков Э. О., Юсупов А. Д. Организация коррозионного мониторинга на объектах второго участка ачимовских отложений Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения // Газовая промышленность. – 2017. – Спецвып. № 2. – С. 74–78.

11. CO2 Corrosion Control in Oil and Gas Production / Ed. by M. V. Kermani and L. M. Smith // Published for EFC by the Institute of Materials, London, 1997. – 53 p.

12. C r o l et J.-L, B o n i s M. R. PH Measurements in CO2 Aqueous Solutions under High Pressure and Temperature // Corrosion. – 1983. – V. 39. – № 2. – P. 39–46.

13. СТО Газпром 9.3-007–2010 «Защита от коррозии. Методика лабораторных испытаний ингибиторов коррозии для оборудования добычи, транспортировки и переработки коррозионно-активного газа».

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

15. ГОСТ Р 9.905–2007. Методы коррозионных испытаний. Общие требования.

16. ГОСТ 9.908–85. Металлы и сплавы. Методы определения показателей коррозии и коррозионной стойкости.

17. СТО Газпром 9.0-001–2018. Защита от коррозии. Основные положения.

18. ГОСТ 9.502–82. Единая система защиты от коррозии и старения. Ингибиторы коррозии металлов для водных систем. Методы коррозионных испытаний.

19. СТО Газпром 9.3-011–2011. Защита от коррозии. Ингибиторная защита от коррозии промысловых объектов и трубопроводов. Основные требования.

20. Кузнецов Ю. И., Андреев Н. Н., Ибатуллин К. А. О регулировании рН низшими аминами при углекислотной коррозии стали // Защита металлов. – 1999. – № 6 (35). – С. 586–591.

21. Электронный ресурс https://dpva.ru/Guide/GuidePhysics/Humidity/MaximumMoistureContent Air/ (дата обращения 28.01.2020).

22. A s h e r S. L., S un W., O j i f i nn i R., P a c h ec o J., L i Ch., N e l so n J., L i ng Sh. Top of the Line Corrosion Prediction in Wet Gas Pipelines // NACE Conference Corrosion, 2012. Paper С-2012-0001303.

23. G u na l tu n Y. M., L a r r e y D. Water-condensation rate critical in predicting, preventing TLC in wet-gas lines // Oil & Gas Journal. – 2000. – July. – V. 98, Is. 28. – P. 58–63.

24. C h en Y. F., Z h an g L., Q i n H., X u L., L u M. X. Effects of Temperature on CO2 Top of Line Corrosion of Pipeline Steel // NACE Conference Corrosion. – 2011. – Paper № 11327.

25. Si n ge r M. Study of the Localized Nature of Top of the Line Corrosion in sweet environment // Corrosion. – 2017. – V. 73, Is. 8. – P. 201.