Руслан Кизитович Вагапов
142717, Московская обл., г.о. Ленинский, п. Развилка, ул. Газовиков, зд. 15, стр. 1
Ruslan K. Vagapov
15, str. 1, ul. Gazovikov, Razvilka, Leninsky g.o., Moscow obl., 142717
Константин Анатольевич Ибатуллин
142717, Московская обл., г.о. Ленинский, п. Развилка, ул. Газовиков, зд. 15, стр. 1
Konstantin A. Ibatullin
15, str. 1, ul. Gazovikov, Razvilka, Leninsky g.o., Moscow obl., 142717
Владимир Вадимович Ярковой
142717, Московская обл., г.о. Ленинский, п. Развилка, ул. Газовиков, зд. 15, стр. 1
Vladimir V. Yarkovoy
15, str. 1, ul. Gazovikov, Razvilka, Leninsky g.o., Moscow obl., 142717
Повышенные концентрации коррозионно-агрессивного диоксида углерода или сероводорода в добываемых и транспортируемых по трубопроводам газе и газовом конденсате приводят к серьезным коррозионным разрушениям на внутренних поверхностях стальных инфраструктурных объектов. В работе представлены результаты исследования коррозионного влияния потока среды по нижней составляющей газопровода, который может носить динамический, прерывистый или статический характер. В процессе испытаний оценивали влияние как динамических условий потока среды на U-образной ячейке, так и статических условий постоянного воздействия водной фазы на стенку трубопровода при пузырьковом тесте (bubble test). Моделирование условий переменного смачивания внутри газопровода показало, что такие условия типичны и имеют место в условиях добычи и транспортировки неподготовленного газа до мест его переработки и очистки. При испытаниях имитировали опасные эксплуатационные факторы, возникающие внутри газопровода: состав водной среды, температуру, содержание коррозионно-агрессивных газов. В ходе определения стойкости сталей к локальным формам коррозии (питтингам, коррозионным язвам) установлено, что скорость развития локальной и общей коррозии стали в агрессивных углекислотных и сероводородных условиях может достигать 2 – 3 мм/год. Кроме того, показано, что применение ингибиторов коррозии для защиты оборудования и трубопроводов газовых объектов может эффективно предотвращать процессы внутренней коррозии. Полученные результаты могут быть использованы при оценке коррозионной агрессивности эксплуатационных сред и подборе для опытно-промышленных испытаний на газовых месторождениях наиболее проверенных ингибиторов коррозии.
Elevated concentrations of corrosive carbon dioxide or hydrogen sulfide in gas and gas condensate both produced and transported through pipelines lead to serious corrosion damage to the internal surfaces of steel infrastructure facilities. The paper presents the results of studying the corrosive effect of the medium flow along the lower component of the gas pipeline, which can exhibit a dynamic, intermittent or static character. During testing, the effect of both dynamic conditions of the medium flow on the U-shaped cell and static conditions of the permanent impact of the aqueous phase on the pipeline wall during the bubble test was evaluated. Modeling of variable wetting conditions inside the gas pipeline showed that such conditions are typical and occur upon production and transportation of raw gas to the places of gas processing and purification. We have simulated dangerous operational factors that occur inside the gas pipeline: the composition of the aquatic environment, temperature, and the content of corrosive gases. When determining the resistance of steels to local forms of corrosion (pitting, wide and shallow corrosion pits), we revealed that the rate of developing local and general corrosion of steel in aggressive carbon dioxide and hydrogen sulfide conditions can reach 2 – 3 mm/year. In addition, it has been shown that the use of corrosion inhibitors for protecting the equipment and pipelines of gas facilities can effectively prevent the occurrence of internal corrosion processes. The results obtained can be used in assessing the corrosion activity of operating media and selecting the most proven corrosion inhibitors for pilot testing at gas fields.
The authors declare that there are no conflicts of interest present.