О коррозионном воздействии условий переменного смачивания жидкостью на поверхность трубных сталей газопроводов в присутствии СО₂

Исследована коррозионная стойкость в углекислотных средах ряда конструкционных сталей, используемых для трубопроводов газовых месторождений. Агрессивные условия газовых объектов отличаются тем, что большая часть внутреннего пространства трубопроводов заполнена газовой фазой. Коррозионные воздействия на сталь, когда только небольшая часть газопровода заполнена жидкой фазой, ранее практически не были изучены. При проведении исследований был использован специально разработанный коррозионный стенд, на котором были воспроизведены условия воздействия наиболее агрессивных сред – переменное смачивание водой стенок газопровода. Коррозионная активность в таких условиях связана с разрушением пленок продуктов коррозии: в местах их растрескивания и отслоения формируются локальные коррозионные повреждения на стали. Изучено коррозионное поведение трубных сталей из разных газопроводов в условиях их переменного смачивания водой. Проведена сравнительная оценка стойкости в углекислотных средах трубных сталей 09Г2С и 13ХФА как в условиях переменного смачивания, так и при конденсации влаги, которые представляют основную опасность воздействия на газопроводы внутренней коррозии. Определено, что главным видом разрушения является локальная коррозия стальной поверхности труб. Оценено влияние микроструктуры сталей и содержания в них хрома на коррозионную стойкость в условиях транспортировки СО2-содержащего газа по трубопроводам.

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

2. Условия протекания углекислотной коррозии на объектах добычи Ачимовских отложений, методы контроля и прогнозирования / А. Ю. Корякин, В. Ф. Кобычев, И. В. Колинченко и др. // Газовая промышленность. – 2017. – Т. 761, № 12. – С. 84–89.

3. 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

4. Alamr A. H. Localized corrosion and mitigation approach of steel materials used in oil and gas pipelines – An overview // Engineering Failure Analysis. – 2020. – V. 116, Art. 104735. DOI: 10.1016/j.engfailanal.2020.104735

5. Development mechanism of internal local corrosion of X80 pipeline steel / Z. Tan, L. Yang, D. Zhang et al. // Journal of Materials Science & Technology. – 2020. – V. 49. – P. 186–201. DOI: 10.1016/j.jmst.2019.10.023

6. Pitting corrosion failure analysis of a wet gas pipeline / H. Mansoori, R. Mirzaee, F. Es maeilzadeh et al. // Engineering Failure Analysis. – 2017. – V. 82. – P. 16–25. DOI: 10.1016/j.engfailanal.2017.08.012

7. Амежнов А. В. Сравнительный анализ методов коррозионных испытаний сталей для нефтепромысловых трубопроводов // Проблемы черной металлургии и материаловедения. – 2019. – № 4. – С. 36–49.

8. Андреев Н. Н., Сивоконь И. С. Методология лабораторного тестирования ингибиторов углекислотной коррозии для нефтепромысловых трубопроводов // Практика противокоррозионной защиты. – 2014. – Т. 74 – № 4. – С. 36–43.

9. Применение инновационного испытательного стенда для исследования коррозионных процессов в условиях углекислотных сред газовых месторождений / Р. Р. Кантюков, Д. Н. Запева лов, Р. К. Вагапов и др. // Газовая промышленность. – 2023. – Т. 854, № 11. – С. 78–85.

10. Laboratory investigation on the condensation and corrosion rates of top of line corrosion in carbon steel: a case study from pipeline transporting wet gas in elevated temperature / Rozi F. , Mohebbi H., Ismail M.C. et. al. // Corrosion engineering, science and technology. – 2018. – V. 53, N 6. – P. 444–448. DOI: 10.1080/1478422X.2018.1499169

11. Vagapov R.K., Kantyukov R.R., Zapevalov D.N. Investigation of the corrosiveness of moisture condensation conditions at gas production facilities in the presence of СО2 // International Journal of Corrosion and Scale Inhibition. – 2021. – N 3 (10). – P. 994–1010. DOI: 10.17675/2305-6894-2021-11-1-5

12. Вагапов Р. К. Анализ влияния агрессивных факторов и условий на состав коррозионных продуктов // Вопросы материаловедения. – 2022. – № 3 (111). – С. 85–97. DOI:10.22349/1994-6716-2022111-3-85-97

13. Mechanical properties of CO2 corrosion product scales and their relationship to corrosion rates / Gao K., Yu F., Pang X. et al. // Corrosion Science. – 2008. – V. 50. – P. 2796–2803. DOI: 10.1016/j.corsci.2008.07.016

14. Internal localized corrosion of X100 pipeline steel under simulated flow conditions / Q. Zhang, J. Li, J. Liu et al. // Journal of Electroanalytical Chemistry. – 2023. – V. 945. – Article 117680. DOI: 10.1016/j.expthermflusci.2023.111048

15. Scaling characteristics and growth of corrosion product films in turbulent flow solution containing saturated CO2 / Z. F. Yin, W. Z. Zhao, Y. R. Feng et al. // Materials and Corrosion. – 2009. – V. 60, N 1. – P. 5–13. DOI: 10.1002/maco.200805040

16. Li J., Wang D., Xie F. Failure analysis of CO2 corrosion of natural gas pipeline under flowing conditions // Engineering Failure Analysis. – 2022. – V. 137. – Article 106265. DOI: 10.1016/j.engfailanal.2022.106265

17. Анализ динамики внедрения пластовой воды в газовую залежь в условиях сокращения добычи газа / Байдин И. И., Кова ленко А. В., Гумерова Н. В. и др. // Известия вузов. Нефть и газ. – 2018. – № 6. – С. 41–44. DOI: 10.31660/0445-0108-2018-6-41-44

18. Flow line corrosion failure as a function of operating temperature and CO2 partial pressure using real time field data / Okoro E., Kurah A. M., Sanni S. E. et al. // Engineering Failure Analysis. – 2019. – V. 102. – P. 160–169. DOI: 10.1016/j.engfailanal.2019.04.037

19. Elgaddafi R., Ahmed R., Osisanya S. Modeling and experimental study on the effects of temperature on the corrosion of API carbon steel in CO2-saturated environment // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2021. – V. 196. – Article 107816. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2020.107816

20. Study on the corrosion behaviours of API X65 steel in wet gas environment containing CO2 / J. Li, Z. Liu, C. Du et. al. // Corrosion engineering, science and technology. – 2017. – V. 52, N 4. – P. 317–323. https://doi.org/10.1080/1478422X.2016.1278513

21. Патент № 2772614 РФ. Способ коррозионных испытаний и установка для его осуществления / Кантюков Р. Р. , Запева лов Д. Н., Вагапов Р. К., Ибатуллин К. А. Заявл. 26.07.2021, опубл. 23.05.2022.

22. Сравнение агрессивности сероводородных сред по отношению к сталям в паровой и водной фазах / Р. К. Вага пов, О. Г. Мих а лкина, В. А. Лопаткин и др. // Вопросы материаловедения. – 2023. – Т. 115. – № 3. – С. 188–201. DOI: 10.22349/1994-6716-2023-115-3-188-201

23. CO2 corrosion resistance of carbon steel in relation with microstructure changes / N. Ochoa, C. Vega, N. Pebere et. al. // Materials Chemistry and Physics. – 2015. – V. 156. – P. 198–205. http:// dx.doi.org/10.1016/j.matchem phys.2015.02.047

24. Induced-Pitting Behaviors of MnS Inclusions in Steel / S. Yang, M. Zhao, J. Feng et al. // High Temp. Mater. Proc. – 2018. – V. 37, N 9–10. – P. 1007–1016. https://doi.org/10.1515/htmp-2017-0155

25. Влияние неметаллических включений на коррозионную стойкость углеродистых и низколегированных сталей для нефтепромысловых трубопроводов / И. Г. Родионова, О. Н. Бакланова, А. В. Амежнов и др. // Сталь. – 2017. – № 10. – C. 41–48.

26. Исследование влияния микроструктуры стали 09Г2С на локальную коррозию газопроводов в процессе их эксплуатации / Р. К. Вагапов, В. А. Лопаткин, К. А. Ибатуллин и др. // Материаловедение. – 2024. – № 4. – С. 20–26. DOI: 10.31044/1684-579X-2024-0-4-20-26

27. Gupta K. K., Haratian S., Mishin O. V. , Ambat R. CO2 corrosion resistance of lowalloy steel tempered at different temperatures // Corrosion Science. – 2024. – V. 232, Art. 112027. https://doi.org/10.1016/j.corsci.2024.112027

28. Effect of Cr content on the corrosion performance of low-Cr alloy steel in a CO2 environment / L. Xu, B. Wang, J. Zhu et al. // Applied Surface Science. – 2016. – V. 379. – P. 39–46. http://dx.doi.org/10.1016/j.apsusc.2016.04.049

29. Choi Y.-S., Nešić S., Jung H.-G. Effect of alloying elements on the corrosion behavior of carbon steel in CO2 environments // Corrosion. – 2018. – V. 74, N 5. – P. 566–576. https://doi.org/10.5006/2705

30. Неметаллические включения в низколегированной стали 13ХФА для нефтепроводных труб повышенной надежности / А. И. Степанов, И. Н. Ашихмина, С. В. Беликов и др. // Сталь. – 2014. – № 6. – С. 83–85.

31. Пет рова В. Ф., Гус ева А. А. Исследование влияния микроструктуры стали 13ХФА на ударную вязкость толстостенных бесшовных труб // Черные металлы. – 2020. – № 2. – С. 47–51.

32. Влияние структурных характеристик трубных сталей на показатели их коррозионной стойкости / А. В. Амежнов, И. Г. Родионова, И. А. Васечкина и др. // Металлург. – 2022. – № 11. – С. 25–33. DOI: 10.52351/00260827_2022_11_25

33. Gupta K.K., Haratian S., Mishin O. V. , Ambat R. The impact of minor Cr additions in low alloy steel on corrosion behavior in simulated well environment // Npj Mater. Degrad. – 2023. – V. 7. – P. 1–12. https://doi.org/10.1038/s41529-023-00393-y