Вход
  1. Главная
  2. Журналы
  3. «Газовая промышленность»
  4. Спецвыпуск 3.2026
Спецвыпуск 3.2026

Научный отчет

EDN: XJKMBR

УДК 620.193:622.691.24
(UDK 620.193:622.691.24)

Если Вы уже купили журнал

Авторизуйтесь

Или

Купить журнал Купить статью

ПОДЗЕМНОЕ ХРАНЕНИЕ ГАЗА (UNDERGROUND GAS STORAGES)

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ГАЗОВОЙ СО₂-КОРРОЗИИ МЕТАЛЛА ПОДЗЕМНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ОБЪЕКТОВ ПХГ В СТАТИЧЕСКИХ И ДИНАМИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ

(EXPERIMENTAL STUDY OF GASEOUS CO₂ METAL CORROSION IN SUBSURFACE EQUIPMENT OF UNDERGROUND GAS STORAGE FACILITIES UNDER STATIC AND DYNAMIC CONDITIONS)

Хранение диоксида углерода в пластах горных пород – одна из наиболее активно используемых в мире технологий снижения негативного воздействия на окружающую среду. Размещение СО2 в геологических пластах на длительный срок требует оценки его влияния на коррозионные процессы в металле подземного и наземного оборудования объектов хранения газа.
Диоксид углерода, закачиваемый в скважину без специальных мер по его осушке, содержит некоторое количество воды. Кроме того, на металлической поверхности скважинных колонн может присутствовать капельная (конденсационная) жидкость. В присутствии воды СО2 оказывает сильное коррозионное воздействие на незащищенные металлические поверхности эксплуатационной колонны, колонны насосно-­компрессорных труб и подземного оборудования, что может приводить к опасным повреждениям металлических конструкций.
Поскольку закачка СО2 в скважину представляет собой динамический процесс, при экспериментальном определении скорости коррозии необходимо учитывать скорость потока газа и проводить испытания в условиях, приближенных к скважинным. Работа посвящена оценке влияния газообразного СО2 на коррозию металла в статических и динамических условиях.
Проведены автоклавные испытания по оценке скорости коррозии металла и предложена методика их выполнения с использованием автоклава, оснащенного устройством для создания динамического потока. Движение газа в автоклаве обеспечивает коррозионный износ поверхности образца, аналогичный износу внутренних поверхностей насосно-­компрессорных труб скважин ПХГ при закачке СО2.

Storage of carbon dioxide in rock formations is one of the world’s most widely utilized technologies for mitigating environmental impact. Placing CO2 in geological formations for a long period requires assessing its impact on corrosion processes in the metal of subsurface and surface equipment of gas storage facilities.
Unless special dehydration measures are implemented, CO2 injected into a well contains a certain amount of water. Furthermore, condensed water droplets may be present on the metal surfaces of downhole strings. In presence of water, CO2 has a strong corrosive effect on unprotected metal surfaces of a production string, a tubing string, and subsurface equipment, which can lead to dangerous damage to metal structures.
Since injection of CO2 into a well is a dynamic process, experimental determination of the corrosion rate must account for the gas flow velocity and be conducted under conditions that simulate the downhole environment. The work is aimed at assessing the effect of gaseous CO2 on metal corrosion under static and dynamic conditions.
Autoclave tests were carried out to evaluate the metal corrosion rate, and a methodology for conducting them was proposed, using an autoclave equipped with a device for creating a dynamic flow. The flows generated in the autoclave cause corrosion wear on the sample surface, similar to the wear on inner surfaces of the tubing in underground gas storage facilities’ wells during CO2 injection.

ДИОКСИД УГЛЕРОДА, ПОДЗЕМНОЕ ХРАНИЛИЩЕ ГАЗА (ПХГ), СКВАЖИНА, КОРРОЗИЯ, ГАЗОВЫЙ ПОТОК, СКОРОСТЬ КОРРОЗИИ, ДИНАМИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ, СТАТИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ

CARBON DIOXIDE, UNDERGROUND GAS STORAGE FACILITY, WELL, CORROSION, GAS FLOW, CORROSION RATE, DYNAMIC CONDITIONS, STATIC CONDITIONS

С.А. Хан, к.т.н., ПАО «Газпром (Санкт-Петербург, Россия)
К.А. Бутов, к.т.н., ПАО «Газпром»
В.Г. Дорохин, к.т.н., ООО «Газпром ПХГ» (Санкт-Петербург, Россия)
С.О. Оводов, ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Санкт-Петербург, Россия)
А.В. Гусаков, ООО «Газпром ВНИИГАЗ»
В.Ю. Хвостова, к.х.н., ООО «Газпром ВНИИГАЗ»

S.A. Khan, PhD in Engineering, PJSC Gazprom (Saint Petersburg, Russia)
K.A. Butov, PhD in Engineering, PJSC Gazprom
V.G. Dorokhin, PhD in Engineering, Gazprom UGS LLC (Saint Petersburg, Russia)
S.O. Ovodov, Gazprom VNIIGAZ LLC (Saint Petersburg, Russia)
A.V. Gusakov, Gazprom VNIIGAZ LLC
V.Yu. Khvostova, PhD in Chemistry, Gazprom VNIIGAZ LLC

Хан С.А. Анализ мировых проектов по захоронению углекислого газа // Госресурсы. 2010. № 4 (36). С. 55–62. EDN: LOEDOU.

Хан С.А., Дорохин В.Г., Хвостова В.Ю. и др. Диоксид углерода – климатическая гиря планеты. Мировая стратегия и практика. СПб.: Институт Карпинского, 2024. 870 с.

Дмитриевский А.Н., Хан С.А., Дорохин В.Г. Геологическое захоронение диоксида углерода. Теория, история и методология. М.: Флинта, 2023. 296 с.

Ткачева В.Э., Бриков А.В., Лунин Д.А., Маркин А.Н. Локальная СО2-коррозия нефтепромыслового оборудования. Уфа: БашНИПИнефть, 2021. 167 с.

Маркин А.Н., Низамов Р.Э. СО2-коррозия нефтепромыслового оборудования. М.: ВНИИОЭНГ, 2003. 187 с. EDN: RZNDNX.

Aezeden M., Peter O. Carbon dioxide corrosion in oil and gas industry // Int. J. Adv. Sci. Technol. 2020. Vol. 29, No. 7. P. 10053–10065.

Migahed M., Al-­Sabagh A.M., Attya M.M. Aspects of CO2 corrosion in oil and gas industry. Saarbrücken, Germany: Lambert Academic Publishing, 2015. 152 p.

Вагапов Р.К., Федотова А.И., Запевалов Д.Н., Стрельникова К.О. Коррозионная агрессивность различных эксплуатационных факторов на углеводородных месторождениях, содержащих диоксид углерода // Научно-­технический сборник «Вести газовой науки». 2019. № 2 (39). С. 129–135. EDN: NCFZSR.

Schmitt G., Horstemeier M. Fundamental aspects of CO2 metal loss corrosion. Part II: Influence of different parameters on CO2 corrosion mechanisms // Proceedings of the Conference CORROSION 2006. San Diego, CA, USA: NACE International, 2006. Article ID NACE-06112. DOI: 10.5006/C2006-06112.

Nesic S., Lee K.-L.J. A mechanistic model for carbon dioxide corrosion of mild steel in the presence of protective iron carbonate films – Part 3: Film growth model // Corrosion. 2003. Vol. 59, No. 7. P. 616–628. DOI: 10.5006/1.3277592.

Nesic S., Nordsveen M., Nyborg R., Stangeland A. A mechanistic model for carbon dioxide corrosion of mild steel in the presence of protective iron carbonate films – Part 2: A Numerical experiment // Corrosion. 2003. Vol. 59, No. 6. P. 489–497. DOI: 10.5006/1.3277579.

Wieckowski A., Ghali E., Szklarczyk M., Sobkowski J. The behaviour of iron electrode in CO2-saturated neutral electrolyte–I. Electrochemical study // Electrochimica Acta. 1983. Vol. 28, No. 11. P. 1619–1626. DOI: 10.1016/0013-4686(83)85226-8.

Wetenhall B., Race J.M., Downie M.J. The effect of CO2 purity on the development of pipeline networks for carbon capture and storage schemes // Int. J. Greenhouse Gas Control. 2014. Vol. 30, No. 3. P. 197–211. DOI: 10.1016/j.ijggc.2014.09.016.

De Waard C., Lotz U., Milliams D.E. Predictive model for CO2 corrosion engineering in wet natural gas pipelines // Corrosion. 1991. Vol. 47, No. 12. P. 976–985. DOI: 10.5006/1.3585212.

De Waard C., Lotz U., Dugstad A. Influence of liquid flow velocity on CO2 corrosion: a semiempirical model // Proceedings of the Conference CORROSION 1995. Houston, TX, USA: NACE International, 1995. P. 1–15. Article ID C1995–95128. DOI: 10.5006/C1995-95128.

Corrosion and materials selection in CCS systems: technical report No. 2010/03. Cheltenham, UK: IEAGHG, 2010. 288 p.

Van der Merwe J.W. The stress-­corrosion cracking of carbon steel in CO-CO2-H2O: PhD thesis. Pretoria, South Africa: University of Pretoria, 2013. 327 p.

Cabrini M., Lorenzi S., Pastore T., Radaelli M. Corrosion rate of high CO2 pressure pipeline steel for carbon capture transport and storage // La Metallurgia Italiana. 2014. Vol. 106, No. 6. P. 21–27.

Хан С.А., Дорохин В.Г., Бутов К.А. и др. Экспериментальная оценка воздействия диоксида углерода и смесей неуглеводородных газов, входящих в состав дымовых газов, на изменение химического состава и скорость разрушения цементного камня эксплуатационных скважин ПХГ // Научный журнал Российского газового общества. 2022. № 3 (35). С. 86–95. DOI: 10.55557/2412-6497-2022-3-86-95. EDN: DFKIDT.

Хан С.А., Дорохин В.Г. Физическое и численное обоснование воздействия неуглеводородных газов и их смесей на металл объектов наземного и подземного обустройства подземного хранилища в статических и динамических условиях // Газовая промышленность. 2023. № 9 (854). С. 162–172. EDN: XPDQWR.

Шулепин С.А. Экспериментальное обоснование устойчивых режимов эксплуатации обводняющихся газовых скважин: дис. … канд. техн. наук. М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2017. 163 с. EDN: EGOPJM.

Palacios C.A., Shadley J.R. Corrosion of API N-80 steel in two-phase flow systems // Proceedings of the Offshore Technology Conference. Houston, TX, USA: OTC, 1991. P. 415–428. Article ID OTC 6698.

ГОСТ 9.907-83. Единая система защиты от коррозии и старения. Металлы, сплавы, покрытия металлические. Методы удаления продуктов коррозии после коррозионных испытаний // Кодекс: электрон. фонд правовых и норматив.-техн. док. URL: https://docs.cntd.ru/document/1200007206 (дата обращения: 09.09.2026).

СТО Газпром 9.0-001–2018. Защита от коррозии. Основные положения. СПб.: Газпром экспо, 2019. 14 с.

Khan SA. The analysis of world projects on catching and a burial place of carbonic gas. Georesources [Georesursy]. 2010; 36(4): 55–62. (In Russian)

Khan SA, Dorokhin VG, Khvostova VYu, Ovodov SO, Gusakov AV. Carbon Dioxide: The Planet’s Climate Burden. Global Strategy and Practice. Saint Petersburg: Karpinsky Institute; 2024. (In Russian)

Dmitrievsky AN, Khan SA, Dorokhin VG. Geological Storage of Carbon Dioxide: Theory, History, and Methodology. Moscow: Flinta; 2023. (In Russian)

Tkacheva VE, Brikov AV, Lunin DA, Markin AN. Localised CO2 corrosion of oil field equipment. Ufa, Russia: BashNIPIneft; 2021. (In Russian)

Markin AN, Nizamov RE. CO2 Corrosion of Oil Field Equipment. Moscow: All-­Russian Institute for Organization, Management and Economics of Oil and Gas; 2003. (In Russian)

Aezeden M, Peter O. Carbon dioxide corrosion in oil and gas industry. Int. J. Adv. Sci. Technol. 2020; 29(7): 10053–10065.

Migahed M, Al-­Sabagh AM, Attya MM. Aspects of CO2 Corrosion in Oil and Gas Industry. Saarbrücken, Germany: Lambert Academic Publishing; 2015.

Vagapov RK, Fedotova AI, Zapevalov DN, Strelnikova KO. Corrosion aggressiveness of various operational factors in hydrocarbon deposits containing carbon dioxide. Scientific-­Technical Collection Book “Gas Science Bulletin” [Nauchno-­tekhnicheskiy sbornik “Vesti gazovoy nauki”]. 2019; 39(2): 129–135. (In Russian)

Schmitt G, Horstemeier M. Fundamental aspects of CO2 metal loss corrosion. Part II: Influence of different parameters on CO2 corrosion mechanisms. In: NACE International Proceedings of the Conference CORROSION 2006, 12–16 March 2006, San Diego, CA, USA. San Diego, CA, USA: NACE International; 2006. article ID NACE-06112. https://doi.org/10.5006/C2006-06112.

Nesic S, Lee K-LJ. A mechanistic model for carbon dioxide corrosion of mild steel in the presence of protective iron carbonate films – Part 3: Film growth model. Corrosion. 2003; 59(7): 616–628. https://doi.org/10.5006/1.3277592.

Nesic S, Nordsveen M, Nyborg R, Stangeland A. A mechanistic model for carbon dioxide corrosion of mild steel in the presence of protective iron carbonate films – Part 2: A Numerical experiment. Corrosion. 2003; 59(6): 489–497. https://doi.org/10.5006/1.3277579.

Wieckowski A, Ghali E, Szklarczyk M, Sobkowski J. The behaviour of iron electrode in CO2-saturated neutral electrolyte–I. Electrochemical study. Electrochimica Acta. 1983; 28(11): 1619–1626. https://doi.org/10.1016/0013-4686(83)85226-8.

Wetenhall B, Race JM, Downie MJ. The effect of CO2 purity on the development of pipeline networks for carbon capture and storage schemes. Int. J. Greenhouse Gas Control. 2014; 30(3): 197–211. https://doi.org/10.1016/j.ijggc.2014.09.016.

De Waard C, Lotz U, Milliams DE. Predictive model for CO2 corrosion engineering in wet natural gas pipelines. Corrosion. 1991; 47(12): 976–985. https://doi.org/10.5006/1.3585212.

De Waard C, Lotz U, Dugstad A. Influence of liquid flow velocity on CO2 corrosion: a semiempirical model. In: NACE International Proceedings of the Conference CORROSION 1995, 26–31 March 1995, Orlando, FL, USA. Houston, TX, USA: NACE International; 1995. p. 1–15. article ID C1995–95128. https://doi.org/10.5006/C1995-95128.

IEAGHG. Corrosion and materials selection in CCS systems. IEAGHG. Report No.: 2010/03, 2010.

Van der Merwe JW. The stress-­corrosion cracking of carbon steel in CO-CO2-H2O. PhD thesis. University of Pretoria; 2013.

Cabrini M, Lorenzi S, Pastore T, Radaelli M. Corrosion rate of high CO2 pressure pipeline steel for carbon capture transport and storage. La Metallurgia Italiana. 2014; 106(6): 21–27.

Khan SA, Dorokhin VG, Butov KA, Ovodov SO, Gusakov AV. Experimental evaluation of the carbon dioxide and non-hydrocarbon gas mixtures including in flue gases impact in the chemical composition change and cement stone destruction rate of UGS wells production. Scientific Journal of the Russian Gas Society [Nauchnyy zhurnal Rossiyskogo gazovogo obshchestva]. 2022; 35(3): 86–95. https://doi.org/10.55557/2412-6497-2022-3-86-95. (In Russian)

Khan SA, Dorokhin VG. Physical and numerical substantiation of the impact of non-hydrocarbon gases and their mixtures on the metal of surface and underground storage facilities in static and dynamic conditions. Gas Industry [Gazovaya promyshlennost’]. 2023; 854(9): 162–172. (In Russian)

Shulepin SA. Experimental justification of stable operation modes of gas wells being watered. PhD thesis. Gazprom VNIIGAZ; 2017. (In Russian)

Palacios CA, Shadley JR. Corrosion of API N-80 steel in two-phase flow systems. In: OTC Proceedings of the Offshore Technology Conference, 6–9 May 1991, Houston, TX, USA. Houston, TX, USA: OTC; 1991. p. 415–428. article ID OTC 6698.

USSR State Committee of Standards. GOST 9.907–83 (state standard). Unified system of corrosion and ageing protection. Metals, alloys, metallic coatings. Methods for removal of corrosion products after corrosion tests. Available from: https://docs.cntd.ru/document/1200007206 [Accessed: 9 September 2026]. (In Russian)
PJSC Gazprom. STO Gazprom 9.0-001–2018 (company standard). Corrosion protection. General principles. Saint Petersburg: Gazprom Expo; 2019. (In Russian)

Перевод выполнен Moscow Translation Agency

Назад к журналу
ТЕРРИТОРИЯНЕФТЕГАЗ

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

Журналы

Контент

О нас

Контакты