«Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса»

Научные основы имитационного моделирования при оценке стойкости трубных сталей к углекислотной коррозии на газовых месторождениях

УДК: 620.197.3
DOI: -

Авторы:

¹ Газпром ВНИИГАЗ, Московская область, Россия

Ключевые слова: коррозионные испытания, скорость коррозии, локальная коррозия, углеродистые и низколегированные стали, конденсация влаги, периодическое смачивание

Аннотация:

В статье рассмотрены эксплуатационные условия, оказывающие основное влияние на процессы внутренней коррозии на газовых месторождениях. Сформированный авторами в ООО "Газпром ВНИИГАЗ" научно-методический подход позволяет воспроизводить в модельных условиях типичные и наиболее опасные локальные дефекты (коррозионные питтинги и язвы), схожие с теми, что образуются на реальных объектах добычи газа с повышенным содержанием диоксида углерода (CO2). В рамках имитационного моделирования исследована стойкость к локальной углекислотной коррозии трубных марок сталей в наиболее агрессивных средах (при конденсации влаги на верхней образующей трубы и при переменном смачивании трубы), характерных для скважинного оборудования и промысловых газопроводов. Применяемый подход дает возможность определять (прогнозировать) потенциальную агрессивность эксплуатационных сред по отношению к материалу труб и ранжировать трубные участки по степени развития локальных дефектов.

Список литературы:

1. Научный анализ технического состояния и защиты скважинного оборудования и промысловых трубопроводов ПАО "Газпром" в условиях добычи и транспортировки коррозионно-агрессивного газа. Часть 1 / П.П. Слугин, И.Р. Ягафаров, Р.Р. Кантюков [и др.] // Газовая промышленность. – 2023. – № 9(854). – С. 64–71.
2. Спиркин В.Г., Татур И.Р., Шеронов Д.Н. Проблемы защиты от коррозии агрегатов, перекачивающих коррозионно-агрессивные газы. Часть 1 // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. – 2015. – № 6. – С. 5–9.
3. Вагапов Р.К. Стойкость сталей в эксплуатационных условиях газовых месторождений, содержащих в добываемых средах агрессивный CO2 // Материаловедение. – 2021. – № 8. – С. 41–47. – DOI: 10.31044/1684-579X-2021-0-8-41-47
4. 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. – Т. 86, № 10. – С. 23–30. – DOI: 10.26896/1028-6861-2020-86-10-23-30
5. Study on the corrosion behaviours of API X65 steel in wet gas environment containing CO2 / Li Jiankuan, Liu Zhiyong, Du Cuiwei [et al.] // Corrosion Engineering, Science and Technology. – 2017. – Vol. 52, Issue 4. – P. 317–323. – DOI: 10.1080/1478422X.2016.1278513
6. Key Challenges for Internal Corrosion Modeling of Wet Gas Pipelines / N. Laycock, V. Metri, S. Rai [et al.] // Corrosion. – 2024. – Vol. 80, Issue 12. – P. 1146–1163. – DOI: 10.5006/4532
7. Андреев Н.Н., Сивоконь И.С. Методология лабораторного тестирования ингибиторов углекислотной коррозии для нефтепромысловых трубопроводов // Практика противокоррозионной защиты. – 2014. – № 4(74). – С. 36–43.
8. Результаты коррозионных испытаний трубных марок сталей в углекислотной среде в присутствии сероводорода и кислорода / Е.А. Соснин, В.Е. Чернышев, Д.Г. Даниленко [и др.] // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2024. – № 5(143). – С. 89–92.
9. Вагапов Р.К., Ибатуллин К.А. Об ограниченности применения предиктивного анализа для оценки опасности углекислотной коррозии стали на газовых месторождениях // Практика противокоррозионной защиты. – 2025. – Т. 30, № 2. – С. 6–19. – DOI: 10.31615/j.corros.prot.2025.116.2-1
10. Alamri A.H. Localized Corrosion and Mitigation Approach of Steel Materials Used in Oil and Gas Pipelines – An overview // Engineering Failure Analysis. – 2020. – Vol. 116. – Article No. 104735. – DOI: 10.1016/j.engfailanal.2020.104735
11. Pitting corrosion failure analysis of a wet gas pipeline / H. Mansoori, R. Mirzaee, F. Esmaeilzadeh [et al.] // Engineering Failure Analysis. – 2017. – Vol. 82. – P. 16–25. – DOI: 10.1016/j.engfailanal.2017.08.012
12. Induced-Pitting Behaviors of MnS Inclusions in Steel / Yang Shufeng, Zhao Mengjing, Feng Jie [et al.] // High Temperature Materials and Processes. – 2018. – Vol. 37, Issue 9-10. – P. 1007–1016. – DOI: 10.1515/htmp-2017-0155
13. CO2 corrosion resistance of carbon steel in relation with microstructure changes / N. Ochoa, C. Vega, N. Pebere [et al.] // Materials Chemistry and Physics. – 2015. – Vol. 156. – P. 198–205. – DOI: 10.1016/j.matchemphys.2015.02.047
14. Corrosion behavior of X65 steel at different depths of pitting defects under local flow conditions / D. Zhang, L. Yang, Z. Tan [et al.] // Experimental Thermal and Fluid Science. – 2020. – Vol. 124. – Article No. 110333. – DOI: 10.1016/j.expthermflusci.2020.110333
15. Nešić S. Effects of Multiphase Flow on Internal CO2 Corrosion of Mild Steel Pipelines // Energy & Fuels. – 2012. – Vol. 26, Issue 7. – P. 4098–4111. – DOI: 10.1021/ef3002795
16. 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. – Vol. 60, Issue 1. – P. 5–13. – DOI: 10.1002/maco.200805040
17. 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 CO2 // International Journal of Corrosion and Scale Inhibition. – 2021. – Vol. 10, Issue 3. – P. 994–1010. – DOI: 10.17675/2305-6894-2021-10-3-11
18. Пат. 2772614 Рос. Федерация, МПК G01N 17/00. Способ коррозионных испытаний и установка для его осуществления / Р.Р. Кантюков, Д.Н. Запевалов, Р.К. Вагапов, К.А. Ибатуллин; патентообладатель ООО "Газпром ВНИИГАЗ". – № 2021122174; заявл. 26.07.2021; опубл. 23.05.2022, Бюл. № 15.