Исследование коррозионной активности сред и стойкости используемых материалов в условиях присутствия агрессивного диоксида углерода

На современном этапе развития газовых месторождений в продукции многих объектов добычи газа присутствуют повышенные содержания коррозионно-агрессивного СО₂ . Коррозионное воздействие СО₂ на стальное оборудование и трубопроводы определяется условиями его использования. Диоксид углерода имеет потенциально широкий спектр использования на нефтегазовых объектах для решения технологических задач (при добыче, транспортировке, хранении и др.). Выполнены имитационные испытания и проведены исследования по оценке коррозионного влияния СО₂ на типичные стали (углеродистые, низколегированные и легированные), применяемые на промысловых объектах. Проанализированы основные факторы, влияющие на интенсивность процессов углекислотной коррозии в условиях добычи, хранения и использования углеводородов с СО₂ для различных технологических целей. Основным механизмом развития углекислотной коррозии является присутствие/конденсация влаги, которая запускает процесс коррозии, в том числе с образованием локальных дефектов (питтингов и др.).

1. Zapevalov D., Vagapov R. Possibilities and limitations of the organization of anticorrosion protection at gas production facilities // E3S Web of Conferences. 2021. Vol. 225. Article 03002. http://doi.org/10.1051/e3sconf/202122503002

2. Кантюков Р.Р., Запевалов Д.Н., Вагапов Р.К. Оценка опасности внутренней углекислотной коррозии промысловых трубопроводов на газовых и газоконденсатных месторождениях // Безопасность труда в промышленности. 2021. № 2. С. 56-62.

3. Yaro A.S., Abdul-Khalik K.R., Khadom A.A. Effect of CO2 corrosion behavior of mild steel in oilfield produced water // Journal of Loss Prevention in the Process Industries. 2015. Vol. 38. Р. 24-38. https://doi.org/10.1016/j.jlp.2015.08.003

4. Асланян А.М., Асланян И.Ю., Кантюков Р.Р. и др. Внедрение инновационного программно-аппаратного комплекса пассивной акустики для диагностики технического состояния скважин // Безопасность труда в промышленности. 2020. № 11. С. 56-62.

5. Рязанцев М.В., Лозин Е.В. СО2-воздействие: из истории мировых и отечественных исследований // Нефтяное хозяйство. 2020. № 7. С. 100-103. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-7-100-103

6. Ильинова А.А., Ромашева Н.В., Стройков Г.А. Перспективы и общественные эффекты проектов секвестрации и использования углекислого газа // Записки Горного института. 2020. Т. 244. С. 493-502.

7. Хан С.А. Анализ мировых проектов по захоронению углекислого газа // Георесурсы. 2010. № 4 (36). С. 55-62.

8. Onyebuchi V.E., Kolios A., Hanak D.P., etc. A systematic review of key challenges of CO2 transport via pipelines // Renewable and Sustainable Energy Reviews. 2018. Vol. 81. Part 2. Р. 2563-2583. https://doi.org/10.1016/j.rser.2017.06.064

9. He M., Luis S., Rita S., Ana G., Euripedes V.Jr., Zhang N. Risk assessment of CO2 injection processes and storage in carboniferous formations: A review // Journal of Rock Mechanics and Geotechnical Engineering. 2011. Vol. 3. No. 1. P. 39-56. https://doi.org/10.3724/SP.J.1235.2011.00039

10. Choi Y.-S., Young D., Srdjan Nesic, Gray L.G.S. Wellbore integrity and corrosion of carbon steel in CO2 geologic storage environments: A literature review // International Journal of Greenhouse Gas Control. 2013. Vol. 16S. P. S70-S77. https://doi.org/10.1016/j.ijggc.2012.12.028

11. Vagapov R.K., Ibatullin K.A., Zapevalov D.N. Corrosion processes on steel under conditions of moisture condensation and in the presence of carbon dioxide // Chemical and Petroleum Engineering. 2020. Vol. 56. No. 7-8. P. 673-680. http://doi.org/10.1007/s10556-020-00825-5

12. Zapevalov D., Vagapov R. Aspects of protection against carbon dioxide corrosion of gas production facilities // E3S Web of Conferences. 2019. Vol. 121. Article 02013. https://doi.org/10.1051/e3sconf/201912102013

13. Singer М. Study of the localized nature of top of the line corrosion in sweet environment // CORROSION. 2017. Vol. 73. No. 8. Р. 1030-1055. https://doi.org/10.5006/2222

14. Vagapov R. Top-of-line corrosion in the presence of carbon dioxide for gas production facilities // E3S Web of Conferences. 2021. Vol. 225. Article 01002. https://doi.org/10.1051/e3sconf/202122501002

15. 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. № 10. С. 23-30.

16. Jiang X., Qu D., Song X., Liu X., Zhang Y. Critical water content for corrosion of X65 mild steel in gaseous, liquid and supercritical CO2 stream // International Journal of Greenhouse Gas Control. 2019. Vol. 85. Р. 11-22. https://doi.org/10.1016/j.ijggc.2019.03.020

17. Sim S., Cole I.S., Bocher F., Corrigan P., Gamage R.P., Ukwattage N., Birbilis N. Investigating the effect of salt and acid impurities in supercritical CO2 as relevant to the corrosion of carbon capture and storage pipelines // International Journal of Greenhouse Gas Control. 2013. Vol. 17. Р. 534-541. https://doi.org/10.1016/j.ijggc.2013.06.013

18. Kumar S., Foroozesh J., Edlmann K., Rezk M.G., Lim C.Y. A comprehensive review of value-added CO2 sequestration in subsurface saline aquifers // Journal of Natural Gas Science and Engineering. 2020. Vol. 81. Article 103437. https://doi.org/10.1016/j.jngse.2020.103437

19. Hua Y., Shamsa A., Barker R., Neville A. Protectiveness, morphology and composition of corrosion products formed on carbon steel in the presence of Cl -, Ca2+ and Mg2+ in high pressure CO2 environments // Applied Surface Science. 2018. Vol. 455. Р. 667-682. https://doi.org/10.1016/j.apsusc.2018.05.140

20. Tavares L.M., da Costa E.M., de Oliveira Andrade J.J., Hubler R., Huet B. Effect of calcium carbonate on low carbon steel corrosion behavior in saline CO2 high pressure environments // Applied Surface Science. 2015. Vol. 359. Р. 143-152. https://doi.org/10.1016/j.apsusc.2015.10.075

21. 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. Р. 21-27.

22. Hua Y., Barker R., Neville A. Effect of temperature on the critical water content for general and localised corrosion of X65 carbon steel in the transport of supercritical CO2 // International Journal of Greenhouse Gas Control. 2014. Vol. 31. Р. 48-60. http://dx.doi.org/10.1016/j.ijggc.2014.09.026

23. Silva S.C., Silva A.B., Ponciano Gomes J.A.C. Hydrogen embrittlement of API 5L X65 pipeline steel in CO2 containing low H2S concentration environment // Engineering Failure Analysis. 2021. Vol. 120. Article 105081. https://doi.org/10.1016/j.engfailanal.2020.105081

24. Hua Y., Jonnalagadda R., Zhang L., Neville A., Barker R. Assessment of general and localized corrosion behavior of X65 and 13Cr steels in water-saturated supercritical CO2 environments with SO2 / O2 // International Journal of Greenhouse Gas Control. 2017. Vol. 64. Р. 126-136. https://doi.org/10.1016/j.ijggc.2017.07.012

25. Zhang Y., Meng Y., Ju X., Jiang Z., Ma Z. Steel corrosion under supercritical carbon dioxide condition with Impurities // Material Performance. 2019. Vol. 58. No. 12. P. 40-43.

26. Zhang Y., Gao K. Inhibiting steel corrosion in aqueous supercritical CO2 condition // Material Performance. 2011. Vol. 50. No. 9. P. 54-59.

27. Xiang Y., Song C., Li C., Yao E., Yanc W. Characterization of 13Cr steel corrosion in simulated EOR-CCUS environment with flue gas impurities // Renewable and Sustainable Energy Reviews. 2020. Vol. 140. Р. 124-136. https://doi.org/10.1016/j.psep.2020.04.051

28. Cui G., Yang Z., Liu J., Li Z. A comprehensive review of metal corrosion in a supercritical CO2 environment // International Journal of Greenhouse Gas Control. 2019. Vol. 90. Article 102814. https://doi.org/10.1016/j.ijggc.2019.102814

29. Choi Y.-S., Hassani S., Nam Vu.T., Nesic S., Abas A.Z., Nor A.M., Suhor M.F. Corrosion inhibition of pipeline steels under supercritical CO2 environment // NACE - Corrosion Conference Series. 2017. Vol. 4. P. 2734-2745.

30. Chen L., Obeyesekere N., Wylde J. Lab performance testing on corrosion inhibitors under supercritical carbon dioxide conditions // NACE - Corrosion Conference Series. 2017. Vol. 4. P. 2773-2786.

31. Morks M.F., Corrigan P.A., Cole I.S. Mn-Mg based zinc phosphate and vanadate for corrosion inhibition of steel pipelines transport of CO2 rich fluids // International Journal of Greenhouse Gas Control. 2012. Vol. 7. Р. 218-224. https://doi.org/10.1016/j.ijggc.2011.10.005

32. Tanga R., Joshic G.R., Zhaoa H., Venkateswaran S.P., Withersa P.J., Xiao P. The influence of electrodeposited Ni-Co alloy coating microstructure on CO2 corrosion resistance on X65 steel // Corrosion Science. 2020. Vol. 167. Article 108485. https://doi.org/10.1016/j.corsci.2020.108485