Газовая Промышленность 11.2023

Научный отчет

УДК 620.197.3::622.324.5
(UDK 620.197.3::622.324.5)

Для получения доступа к статьям

Авторизуйтесь

ДОБЫЧА ГАЗА И ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА (GAS AND GAS CONDENSATE EXTRACTION)

ПРИМЕНЕНИЕ ИННОВАЦИОННОГО ИСПЫТАТЕЛЬНОГО СТЕНДА ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ КОРРОЗИОННЫХ ПРОЦЕССОВ В УСЛОВИЯХ УГЛЕКИСЛОТНЫХ СРЕД ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

(APPLICATION OF INNOVATIVE TEST STAND TO STUDY CORROSION PROCESSES UNDER CARBON DIOXIDE ENVIRONMENT OF GAS FIELDS)

В статье рассмотрен опыт применения разработанной в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» коррозионной испытательной установки (стенда). Она позволяет проводить имитационные испытания в условиях углекислотной коррозии, характерных для действующих и проектируемых (по данным изысканий) газовых месторождений России. Инициативная разработка стенда обусловлена потребностью проводить в исследовательской лаборатории моделирование параметров и режимов движения газожидкостных сред, воспроизводящих наиболее интенсивные коррозионные воздействия (переменное смачивание с разрушением продуктов коррозии и защитных пленок ингибиторов коррозии) на внутреннюю поверхность трубопроводных систем объектов добычи и транспорта неподготовленного газа ПАО «Газпром».
Для учета реальных коррозионно-опасных факторов газовых месторождений в испытательной установке задаются и регулируются следующие параметры, влияющие на внутреннюю коррозию: температура, парциальное давление диоксида углерода, минеральный состав и динамические условия переноса потока жидкой фазы по трубопроводу (за счет регулирования скорости вращения и уровня заполнения автоклавных ячеек). Одновременное использование в составе установки большого (до 14) количества автоклавных ячеек позволяет оптимизировать проведение испытаний за счет реализации параллельных экспериментов и варьирования параметров их реализации.
Исследовано влияние времени проведения испытаний в коррозионной ячейке на развитие и характер коррозионных повреждений. Определено воздействие указанных коррозионно-опасных факторов на скорость протекания общей и локальной коррозии. Оценено влияние варьирования коррозионных параметров на образование отложений (карбонатов железа). Их формирование может приводить как к усилению, так и к замедлению углекислотной коррозии. Полученные результаты подтверждают эффективность применения разработанной установки в экспериментальных исследованиях с моделированием коррозионно-опасных условий реальных эксплуатируемых и проектируемых газовых объектов. Опыт ее практического использования для решения задач оценки коррозионной агрессивности сред, коррозионной стойкости материалов, эффективности реагентов (ингибиторов коррозии) подтверждает возможность существенной оптимизации (ускорения) коррозионных испытаний.

The article discusses the experience of using a corrosion test facility (stand) developed at Gazprom VNIIGAZ LLC, which makes it possible to conduct simulation tests under carbon dioxide corrosion conditions typical for existing and projected (according to survey data) gas fields in the Russian Federation. The initiative development of the stand is due to the need to simulate in a research laboratory the parameters and modes of movement of gas-liquid media that reproduce the most intense corrosion effects (variable wetting with the destruction of corrosion products and protective films of corrosion inhibitors) on the inner surface of pipeline systems of PJSC Gazprom raw gas production and transmission facilities.
To take into account the parameters of real corrosion-hazardous factors of gas fields, the following parameters are set and adjusted in the test facility that affect internal corrosion: temperature, carbon dioxide partial pressure, mineral composition and dynamic conditions for transferring the liquid phase flow through the pipeline (by controlling the rotation speed and filling level of autoclave cells). The simultaneous use of a large number (up to 14) of autoclave cells as part of the stand makes it possible to optimize testing by implementing parallel tests and varying their parameters.
The influence of the time of testing in a corrosion cell on the development and nature of corrosion damage has been studied. The effect of the above corrosion factors on the rate of general and local corrosion has been determined. The effect of varying corrosion parameters on the formation of deposits (iron carbonates), which can both enhance and slow down carbon dioxide corrosion, has been evaluated. The results obtained confirm the effectiveness of the developed stand for the tasks of experimental studies with the simulation of corrosive conditions of real operated and designed gas facilities. The experience of its use for solving research problems of assessing the corrosive aggressiveness of the media, the corrosion resistance of materials, the effectiveness of reagents (corrosion inhibitors) confirms the possibility of significant optimization (acceleration) of corrosion tests.

ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ, МЕТОД ИСПЫТАНИЯ, УГЛЕКИСЛОТНАЯ КОРРОЗИЯ, КОРРОЗИОННЫЙ ЛОКАЛЬНЫЙ ДЕФЕКТ, СКОРОСТЬ КОРРОЗИИ, ИНГИБИТОР КОРРОЗИИ

CORROSION PROTECTION, TEST METHOD, CARBON DIOXIDE CORROSION, CORROSION LOCAL DEFECTS, CORROSION RATE, CORROSION INHIBITOR

Р.Р. Кантюков, к.т.н., ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Санкт-Петербург, Россия), R_Kantyukov@vniigaz.gazprom.ru

Д.Н. Запевалов, к.т.н., ООО «Газпром ВНИИГАЗ», D_Zapevalov@vniigaz.gazprom.ru

Р.К. Вагапов, д.т.н., к.х.н., ООО «Газпром ВНИИГАЗ», R_Vagapov@vniigaz.gazprom.ru

К.А. Ибатуллин, к.х.н., ООО «Газпром ВНИИГАЗ», K_Ibatullin@vniigaz.gazprom.ru

В.В. Ярковой, ООО «Газпром ВНИИГАЗ», V_Yarkovoi@vniigaz.gazprom.ru

R.R. Kantyukov, PhD in Engineering, Gazprom VNIIGAZ LLC (Saint Petersburg, Russia), R_Kantyukov@vniigaz.gazprom.ru

D.N. Zapevalov, PhD in Engineering, Gazprom VNIIGAZ LLC, D_Zapevalov@vniigaz.gazprom.ru

R.K. Vagapov, DSc in Engineering, PhD in Chemistry, Gazprom VNIIGAZ LLC, R_Vagapov@vniigaz.gazprom.ru

K.A. Ibatullin, PhD in Chemistry, Gazprom VNIIGAZ LLC, K_Ibatullin@vniigaz.gazprom.ru

V.V. Yarkovoi, Gazprom VNIIGAZ LLC, V_Yarkovoi@vniigaz.gazprom.ru

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.

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.

Вагапов Р.К., Ибатуллин К.А. Оценка локальных дефектов на внутренней поверхности газопроводов, транспортирующих СО2-содержащую продукцию // Дефектоскопия. 2022. № 10. С. 49–56. DOI: 10.31857/S0130308222100050.

Tan Z., Yang L., Zhang D., et. al. Development mechanism of internal local corrosion of X80 pipeline steel // J. Mater. Sci. Technol. 2020. Vol. 49. Р. 186–201. DOI: 10.1016/j.jmst.2019.10.023.

Alamri A.H. Localized corrosion and mitigation approach of steel materials used in oil and gas pipelines – An overview // Eng. Failure Anal. 2020. Vol. 116. Article ID 104735. DOI: 10.1016/j.engfailanal.2020.104735.

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

Каблов Е.Н., Старцев О.В., Медведев И.М. Обзор зарубежного опыта исследований коррозии и средств защиты от коррозии // Авиационные материалы и технологии. 2015. № 2 (35). С. 76–87.

Papavinasam S., Revie R.W., Attard M., et. al. Comparison of laboratory methodologies to evaluate corrosion inhibitors for oil and gas pipelines // Corrosion. 2003. Vol. 59, No. 10. Р. 897–912. DOI: 10.5006/1.3287711.

Гладченкова Ю.С. Анализ методов коррозионных испытаний сталей. Методы определения показателей коррозионной стойкости сталей для нефтепромысловых трубопроводов // Проблемы черной металлургии и материаловедения. 2020. № 3. С. 83–93.

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

Li J., Liu Z., Du C., et. al. Study on the corrosion behaviours of API X65 steel in wet gas environment containing CO2 // Corros. Eng., Sci. Technol. 2017. Vol. 52, No. 4. P. 317–323. DOI: 10.1080/1478422X.2016.1278513.

Вагапов Р.К. Научно-методические аспекты исследования коррозии и противокоррозионной защиты для условий газовых месторождений в присутствии СО2 // Коррозия: материалы, защита. 2021. № 7. С. 1–10. DOI: 10.31044/1813-7016-2021-0-7-1-10.

Shamsa A., Barker R., Hua Y., et. al. Performance evaluation of an imidazoline corrosion inhibitor in a CO2-saturated environment with emphasis on localised corrosion // Corros. Sci. 2020. Vol. 176. Article ID 108916. DOI: 10.1016/j.corsci.2020.108916.

Меньшиков С.Н., Мельников И.В., Байдин И.И. и др. Эффективность применения ингибитора коррозии «СОНКОР-9020»: результаты промысловых испытаний на установке комплексной подготовки газа – низкотемпературной сепарации Юбилейного НГКМ // Газовая промышленность. 2020. № 11 (809). С. 40–47.

Моисеева Л.С., Макаров А.П. Комплекс мер по повышению безопасности на нефтегазовых предприятиях, добывающих, перерабатывающих и транспортирующих сероводородсодержащую продукцию. Часть I. Коррозионно-механическое воздействие сероводородсодержащих сред на стальное оборудование. Выбор конструкционных сталей и коррозионно-стойких сплавов для нефтегазового оборудования // Практика противокоррозионной защиты. 2021. Т. 26, № 2. С. 32–53. DOI: 10.31615/j.corros.prot.2021.100.2-3.

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 // J. Pet. Sci. Eng. 2021. Vol. 196. Article ID 107816. DOI: 10.1016/j.petrol.2020.107816.

Zhong X., Shang T., Zhang C., et. al. In situ study of flow accelerated corrosion and its mitigation at different locations of a gradual contraction of N80 steel // J. Alloys Compd. 2020. Vol. 824. Article ID 153947. DOI: 10.1016/j.jallcom.2020.153947.

Патент № 2772614 Российская Федерация, МПК G01N 17/00 (2006.01). Способ коррозионных испытаний и установка для его осуществления: № 2021122174: заявл. 26.07.2021: опубл. 23.05.2022 / Кантюков Р.Р., Запевалов Д.Н., Вагапов Р.К., Ибатуллин К.А.; заявитель ООО «Газпром ВНИИГАЗ» // Yandex.ru: патенты. URL: https://yandex.ru/patents/doc/RU2772614C1_20220523 (дата обращения: 08.11.2023).

Ибатуллин К.А., Вагапов Р.К. Оценка влияния различных факторов на коррозию сталей при конденсации влаги в условиях транспортировки коррозионно-агрессивного газа // Практика противокоррозионной защиты. 2022. Т. 27, № 3. С. 31–46. DOI: 10.31615/j.corros.prot.2022.105.3-2.

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

Askari M., Aliofkhazraei M., Ghaffari S., Hajizadeh A. Film former corrosion inhibitors for oil and gas pipelines – A technical review // J. Nat. Gas Sci. Eng. 2018. Vol. 58. P. 92–114. DOI: 10.1016/j.jngse.2018.07.025.

ГОСТ 9.908–85. Единая система защиты от коррозии и старения. Металлы и сплавы. Методы определения показателей коррозии и коррозионной стойкости // Кодекс: электрон. фонд правовых и норматив.-техн. док. URL: https://docs.cntd.ru/document/1200007383 (дата обращения: 08.11.2023).

Barker R., Burkle D., Charpentier T., et. al. A review of iron carbonate (FeCO3) formation in the oil and gas industry // Corros. Sci. 2018. Vol. 142. P. 312–341. DOI: 10.1016/j.corsci.2018.07.021.

Моисеева Л.С., Айсин А.Е. Эффект последействия в ингибировании коррозии нефтегазопромысловых трубопроводов и скважин // Коррозия: материалы, защита. 2006. № 4. С. 19–23.

Paolinelli L.D., Brown B., Simison S.N., Nesic S. Inhibition of CO2 corrosion of carbon steel with 1% Cr // Mater. Chem. Phys. 2012. Vol. 136, No. 2–3. P. 1092–1102. DOI: 10.1016/j.matchemphys.2012.08.055.

Slugin PP, Polyanskiy AV. Optimal method of prevention the carbon dioxide corrosion of pipelines at the Bovanenkovskoye oil, gas and gas condensate field. Science and Technology in the Gas Industry [Nauka i tekhnika v gazovoy promyshlennosti]. 2018; 74(2): 104–109. (In Russian)

Baydin II, Kharitonov AN, Velichkin AV, Ilin AV, Podolyanskiy ES. Influence of carbon dioxide in the natural gas of the gas condensate pool of the Lower Cretaceous deposits of the Yubileynoye oil, gas and gas condensate field on the operation of the comprehensive gas treatment unit – low temperature separation. Science and Technology in the Gas Industry. 2018; 74(2): 23–35. (In Russian)

Vagapov RK, Ibatullin KA. Assessment of local defects on the inner surface of gas pipelines transporting CO2-containing products. Russ. J. Nondestr. Test. [Defektoskopiya]. 2022; (10): 49–56. https://doi.org/10.31857/S0130308222100050. (In Russian)

Tan Z, Yang L, Zhang D, Wang Z, Cheng F, Zhang M, et al. Development mechanism of internal local corrosion of X80 pipeline steel. J. Mater. Sci. Technol. 2020; 49: 186–201. https://doi.org/10.1016/j.jmst.2019.10.023.

Alamri AH. Localized corrosion and mitigation approach of steel materials used in oil and gas pipelines – An overview. Eng. Failure Anal. 2020; 116: article ID 104735. https://doi.org/10.1016/j.engfailanal.2020.104735.

Rozenfeld IL, Zhigalova KA. Accelerated Methods of Corrosion Testing of Metals (Theory and Practice). Moscow: Metallurgy [Metallurgiya]; 1966. (In Russian)

Kablov EN, Startsev OV, Medvedev IM. Review of international experience on corrosion and corrosion protection. Aviation Materials and Technologies [Aviatsionnye materialy i tekhnologii]. 2015; 35(2): 76–87. (In Russian)

Papavinasam S, Revie RW, Attard M, Demoz A, Michaelian K. Comparison of laboratory methodologies to evaluate corrosion inhibitors for oil and gas pipelines. Corrosion. 2003; 59(10): 897–912. https://doi.org/10.5006/1.3287711.

Gladchenkova YuS. Analysis of methods for corrosion testing of steels. Methods for determining the corrosion resistance of steels for oilfield pipelines. Problems of Ferrous Metallurgy and Materials Science [Problemy chernoy metallurgii i materialovedeniya]. 2020; (3): 83–93. (In Russian)

Andreev NN, Sivokon IS. Methodology of laboratory assessment of efficiency of carbon dioxide corrosion inhibitors in oilfield pipelines. Theory and Practice of Corrosion Protection [Praktika protivokorrozionnoy zashchity]. 2014; 74(4): 36–43. (In Russian)

Li J, Liu Z, Du C, Li X, He R, Xing Y, et. al. Study on the corrosion behaviours of API X65 steel in wet gas environment containing CO2. Corros. Eng., Sci. Technol. 2017; 52(4): 317–323. https://doi.org/10.1080/1478422X.2016.1278513.

Vagapov RK. Scientific and methodological aspects of corrosion investigation and anti-corrosion protection for gas field conditions in presence of СО2. Corrosion: Materials, Protection [Korroziya: materialy, zashchita]. 2021; (7): 1–10. https://doi.org/10.31044/1813-7016-2021-0-7-1-10. (In Russian)

Shamsa A, Barker R, Hua Y, Barmatov E, Hughes TL, Neville A. Performance evaluation of an imidazoline corrosion inhibitor in a CO2-saturated environment with emphasis on localised corrosion. Corros. Sci. 2020; 176: article ID 108916. https://doi.org/10.1016/j.corsci.2020.108916.

Menshikov SN, Melnikov IV, Baidin II, Velichkin AV, Podolyanskiy YeS, Ermilov OM, et al. Effectiveness of SONCOR-9020 corrosion inhibitor: Results of field tests at the low-temperature separation complex gas treatment plant, Yubileynoye oil, gas, and condensate field. Gas Industry [Gazovaya promyshlennost’]. 2020; 809(11): 40–47. (In Russian)

Moiseeva LS, Makarov AP. The series of measures for improvement of safety in oil and gas facilities producing, processing and transporting materials containing hydrogen sulfide. Part 1. Corrosion-mechanical attack of hydrogen sulfide-containing media on steel equipment. The choice of construction steels and noncorrosive alloys for the oil and gas equipment. Theory and Practice of Corrosion Protection. 2021; 26(2): 32–53. https://doi.org/0.31615/j.corros.prot.2021.100.2-3. (In Russian)

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. J. Pet. Sci. Eng. 2021; 196: article ID 107816. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2020.107816.

Zhong X, Shang T, Zhang C, Hu J, Zhang Z, Zhang Q, et. al. In situ study of flow accelerated corrosion and its mitigation at different locations of a gradual contraction of N80 steel. J. Alloys Compd. 2020; 824: article ID 153947. https://doi.org/10.1016/j.jallcom.2020.153947.

Kantyukov RR, Zapevalov DN, Vagapov RK, Ibatullin KA. Corrosion testing method and installation for its implementation. RU2772614 (Patent) 2022.

Ibatullin KA, Vagapov RK. Evaluation of the influence of various factors on the corrosion of steels during moisture condensation under the conditions of transportation of a corrosive gas. Theory and Practice of Corrosion Protection. 2022; 27(3): 31–46. https://doi.org/10.31615/j.corros.prot.2022.105.3-2. (In Russian)

Vagapov RK. Analysis of the influence of aggressive factors and conditions on the composition of corrosive products. Materials Science Issues [Voprosy materialovedeniya]. 2022; 111(3): 85–97. https://doi.org/10.22349/1994-6716-2022-111-3-85-97. (In Russian)

Askari M, Aliofkhazraei M, Ghaffari S, Hajizadeh A. Film former corrosion inhibitors for oil and gas pipelines – A technical review. J. Nat. Gas Sci. Eng. 2018; 58: 92–114. https://doi.org/10.1016/j.jngse.2018.07.025.

USSR State Committee of Standards. GOST 9.908–85 (state standard). Unified system of corrosion and ageing protection. Metals and alloys. Methods for determination of corrosion and corrosion resistance indices. Available from: https://docs.cntd.ru/document/1200007383 [Accessed: 8 November 2023]. (In Russian)

Barker R, Burkle D, Charpentier T, Thompson H, Neville A. A review of iron carbonate (FeCO3) formation in the oil and gas industry. Corros. Sci. 2018; 142: 312–341. https://doi.org/10.1016/j.corsci.2018.07.021.

Moiseeva LS, Aysin AE. Aftereffect in inhibiting corrosion of oil and gas pipelines and wells. Corrosion: Materials, Protection. 2006; 4: 19–23. (In Russian)

Paolinelli LD, Brown B, Simison SN, Nesic S. Inhibition of CO2 corrosion of carbon steel with 1% Cr. Mater. Chem. Phys. 2012; 136(2–3): 1092–1102. https://doi.org/10.1016/j.matchemphys.2012.08.055.
NEFTEGAS.info

Внимание к деталям — от идеи
до воплощения! Только актуальная информация и свежие новости.

Контакты

108811, г. Москва, Киевское ш.,
Бизнес-парк «Румянцево», корп. Б,
подъезд 5, офис 506 Б

+7 (495) 240-54-57