zldmЗаводская лаборатория. Диагностика материаловIndustrial laboratory. Diagnostics of materials1028-68612588-0187ООО «Издательство «ТЕСТ-ЗЛ»10.26896/1028-6861-2024-90-10-32-38zldm-2311Research ArticleИССЛЕДОВАНИЕ СТРУКТУРЫ И СВОЙСТВSTRUCTURE AND PROPERTIES INVESTIGATIONОценка влияния гликоля и спирта на морфологию и защитные свойства карбоната железа при углекислотной коррозии газопроводовAssessment of the influence of glycol and alcohol on the morphology and protective properties of iron carbonate in carbon dioxide corrosion of gas pipelinesВагаповР. К.VagapovR. K.

Руслан Кизитович Вагапов

142717, Московская обл., г.о. Ленинский, пос. Развилка, ул. Газовиков, зд. 15, стр. 1

Ruslan K. Vagapov

15, str. 1, ul. Gazovikov, Razvilka, Leninsky, Moscow obl., 142717

R_Vagapov@vniigaz.gazprom.ruГазпром ВНИИГАЗРоссияLLC Gazprom VNIIGAZRussian Federation20242210202490103238Copyright © Вагапов Р.К., 20242024Вагапов Р.К.Vagapov R.K.Данная работа распространяется под лицензией Creative Commons Attribution 4.0.This work is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 License.https://www.zldm.ru/jour/article/view/2311

Потенциальное влияние ингибиторов гидратообразования (гликолей, спиртов) — компонентов жидкой фазы эксплуатационных сред газопроводов — на углекислотную коррозию при транспорте агрессивного газа недостаточно изучено. В работе представлены результаты исследования коррозионного воздействия глиголя (спирта), присутствующего в жидкой фазе, на состав и свойства продуктов коррозии на стали при моделировании основных агрессивных факторов в условиях транспорта CO2-содержащего газа. На коррозионном стенде воспроизводили агрессивные условия переменного смачивания водой стенок газопровода. Циркуляция жидкости, характерная для частично заполненного трубопровода, может влиять на предотвращение формирования или разрушение пленок продуктов коррозии (карбоната железа, сидерита) на стальной поверхности. В местах растрескивания и отслоения сидерита, образующегося в присутствии CO2, будут формироваться условия для образования общих и локальных коррозионных повреждений. При имитационных испытаниях использовали моноэтиленгликоль и изопропанол, а также их водные растворы разной концентрации. Впервые получены данные по образованию и составу нестехиометрического сидерита в водно-гликолевых и водно-спиртовых средах при различных парциальных давлениях CO2 и температуре. С помощью обработки дифрактограмм, полученных методом рентгеновской дифракции, определена степень замещения ионов железа в нестехиометрических сидеритах другими катионами. Проанализирована зависимость степени замещения от концентрации спирта (гликоля) в их водных растворах. Выявлено, что с увеличением концентрации гликоля наблюдается снижение скорости локальной коррозии. При высоком содержании гликоля происходит полное подавление внутренней коррозии в присутствии CO2. Установлено, что в водно-спиртовых средах при повышенной температуре локальная углекислотная коррозия не протекает. Это, видимо, связано с неравномерным распределением воды и спирта в смеси. Полученные результаты могут быть использованы при оценке внутренней углекислотной коррозии в присутствии гликоля (спирта), применяемого на газовых объектах в качестве ингибитора гидратообразования.

The potential effect of hydrate formation inhibitors (glycols, alcohols) — components of the liquid phase of gas pipeline operating media — on carbon dioxide corrosion during the transport of aggressive gas has not been sufficiently studied. The paper presents the results of a study of the corrosive effect of glycol (alcohol) present in the liquid phase on the composition and properties of corrosion products on steel when modeling the main aggressive factors under conditions of transport of CO2-containing gas. On a corrosion stand, the aggressive conditions of alternating wetting of gas pipeline walls with water were reproduced. The fluid circulation characteristic of a partially filled pipeline can have an effect on preventing the formation or destruction of films of corrosion products (iron carbonate, siderite) on the steel surface. In places of cracking and peeling of siderite formed in the presence of CO2, conditions will be created for the formation of general and local corrosion damage. During simulation tests, monoethylene glycol and isopropanol, as well as their aqueous solutions of different concentrations, were used. For the first time, data on the formation and composition of non-stoichiometric siderite in water-glycol and water-alcohol media at CO2 partial pressures and temperature were obtained. By processing diffraction patterns obtained by X-ray diffraction, the degree of substitution of iron ions in non-stoichiometric siderites by other cations was determined. The dependence of the degree of substitution on the concentration of alcohol (glycol) in their aqueous solutions was analyzed. It was revealed that with an increase in glycol concentration, a decrease in the rate of local corrosion is observed. With a high glycol content, internal corrosion is completely suppressed in the presence of CO2. It has been established that in aqueous-alcoholic media at elevated temperatures, local carbon dioxide corrosion does not occur. This is apparently due to the uneven distribution of water and alcohol in the mixture. The results obtained can be used in assessing internal carbon dioxide corrosion in the presence of glycol (alcohol), used at gas facilities as an inhibitor of hydrate formation.

диоксид углеродалокальная коррозияпеременное смачиваниепродукты коррозииметод рентгеновской дифракциинестехиометрический сидеритизоморфное замещениеэффект Марангониcarbon dioxidelocal corrosionvariable wettingcorrosion productsX-ray diffraction methodnon-stoichiometric sideriteisomorphic substitutionMarangoni effectРабота финансировалась за счет средств бюджета института (учреждения, организации). Дополнительные гранты на проведение или руководство данным исследованием не привлекались.ReferencesСлугин П. П., Ягафаров И. Р., Кантюков Р. Р. и др. Научный анализ технического состояния и защиты скважинного оборудования и промысловых трубопроводов ПАО «Газпром» в условиях добычи и транспортировки коррозионно-агрессивного газа. Ч. 1 / Газовая промышленность. 2023. Т. 854. № 9. С. 64 – 71.Slugin P. P., Yagafarov I. R., Kantyukov R. R., et al. Scientific analysis of the technical status and protection of well equipment and field pipelines of PJSC Gazprom under conditions of corrosive gas production and transportation. Part 1 / Gas Industry of Russia. 2023. Vol. 854. N 9. P. 64 – 71 [in Russian].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-2021-0-8-41-47Vagapov R. K. Resistance of Steels under Operating Conditions of Gas Fields Containing Aggressive CO2 in the Produced Media / Inorganic Materials. 2022. Vol. 13. N 1. P. 240 – 245. DOI: 10.1134/S2075113322010397Li J., Liu Z., Du C., et al. Study on the corrosion behaviours of API X65 steel in wet gas environment containing CO2 / Corrosion engineering, science and technology. 2017. Vol. 52. N 4. P. 317 – 323. DOI: 10.1080/1478422X.2016.1278513Li J., Liu Z., Du C., et al. Study on the corrosion behaviours of API X65 steel in wet gas environment containing CO2 / Corrosion engineering, science and technology. 2017. Vol. 52. N 4. P. 317 – 323. DOI: 10.1080/1478422X.2016.1278513Tan Z., Yang L., Zhang D., et al. Development mechanism of internal local corrosion of X80 pipeline steel / Journal of Materials Science & Technology. 2020. Vol. 49. P. 186 – 201. DOI: 10.1016/j.jmst.2019.10.023Tan Z., Yang L., Zhang D., et al. Development mechanism of internal local corrosion of X80 pipeline steel / Journal of Materials Science & Technology. 2020. Vol. 49. P. 186 – 201. DOI: 10.1016/j.jmst.2019.10.023Вагапов Р. К., Ибатуллин К. А. Оценка локальных дефектов на внутренней поверхности газопроводов, транспортирующих CO2-содержащую продукцию / Дефектоскопия. 2022. № 10. С. 49 – 56. DOI: 10.31857/S0130308222100050Vagapov R. K., Ibatullin K. A. Assessment of local defects on the inner surface of gas pipelines transporting CO2-containing products / Russian Journal of Nondestructive Testing. 2022. Vol. 58. N 10. P. 926 – 933. DOI: 10.1134/S106183092260085XAlsalem M., Ryan M., Campbell A., Campbell K. Modelling of CO2 corrosion and FeCO3 formation in NaCl solutions / Chemical Engineering Journal. 2023. Vol. 451. N 4. Art. 138966. DOI: 10.1016/j.cej.2022.138966Alsalem M., Ryan M., Campbell A., Campbell K. Modelling of CO2 corrosion and FeCO3 formation in NaCl solutions / Chemical Engineering Journal. 2023. Vol. 451. N 4. Art. 138966. DOI: 10.1016/j.cej.2022.138966Shahzad K., Sliem M., Shakoor R., et al. Electrochemical and thermodynamic study on the corrosion performance of API X120 steel in 3. 5 % NaCl solution / Scientific Reports. 2020. Vol. 10. Art. 4314. DOI: 10.1038/s41598-020-61139-3Shahzad K., Sliem M., Shakoor R., et al. Electrochemical and thermodynamic study on the corrosion performance of API X120 steel in 3. 5 % NaCl solution / Scientific Reports. 2020. Vol. 10. Art. 4314. DOI: 10.1038/s41598-020-61139-3Fang H., Brown B., Nešić S. Sodium Chloride Concentration Effects on General CO2 Corrosion Mechanisms / Corrosion. 2013. Vol. 69. N 3. P. 297 – 302. DOI: 10.5006/0222Fang H., Brown B., Nešić S. Sodium Chloride Concentration Effects on General CO2 Corrosion Mechanisms / Corrosion. 2013. Vol. 69. N 3. P. 297 – 302. DOI: 10.5006/0222Wang C., Xu X., Liu C., et al. Improvement on the CO2 corrosion prediction via considering the corrosion product performance / Corrosion Science. 2023. Vol. 217. Art. 111127. DOI: 10.1016/j.corsci.2023.111127Wang C., Xu X., Liu C., et al. Improvement on the CO2 corrosion prediction via considering the corrosion product performance / Corrosion Science. 2023. Vol. 217. Art. 111127. DOI: 10.1016/j.corsci.2023.111127Sun W., Nešić S. Kinetics of corrosion layer formation. Part 1. Iron carbonate layers in carbon dioxide corrosion / Corrosion. 2008. Vol. 64. N 4. P. 334 – 346. DOI: 10.5006/1.3278477Sun W., Nešić S. Kinetics of corrosion layer formation. Part 1. Iron carbonate layers in carbon dioxide corrosion / Corrosion. 2008. Vol. 64. N 4. P. 334 – 346. DOI: 10.5006/1.3278477Вагапов Р. К., Михалкина О. Г. Исследование продуктов углекислотной коррозии методом рентгеновской дифракции / Заводская лаборатория. Диагностика материалов. 2022. Т. 88. № 9. С. 35 – 41. DOI: 10.26896/1028-6861-2022-88-9-35-41Vagapov R. K., Mikhalkina O. G. Study of carbon dioxide corrosion products by X-ray diffraction / Inorganic Materials. 2023. Vol. 59. N 15. P. 1489 – 1495. DOI: 10.1134/S002016852315013XEsmaeely S., Young D., Brown B., et al. Effect of Incorporation of Calcium into Iron Carbonate Protective Layers in CO2 Corrosion of Mild Steel / Corrosion. 2017. Vol. 73. N 3. P. 238 – 246. DOI: 10.5006/2261Esmaeely S., Young D., Brown B., et al. Effect of Incorporation of Calcium into Iron Carbonate Protective Layers in CO2 Corrosion of Mild Steel / Corrosion. 2017. Vol. 73. N 3. P. 238 – 246. DOI: 10.5006/2261Yin Z. F., Zhao W. Z., Feng Y. R., et al. Scaling characteristics and growth of corrosion product films in turbulent flow solution containing saturated CO2 / Materials and Corrosion. 2009. Vol. 60. N 1. P. 5 – 13. DOI: 10.1002/maco.200805040Yin Z. F., Zhao W. Z., Feng Y. R., et al. Scaling characteristics and growth of corrosion product films in turbulent flow solution containing saturated CO2 / Materials and Corrosion. 2009. Vol. 60. N 1. P. 5 – 13. DOI: 10.1002/maco.200805040Yang L., Zhang D., Fan H., et al. In-situ electrochemical testing and fluid dynamics simulation of pipeline defects under flow accelerated corrosion / Experimental Thermal and Fluid Science. 2024. Vol. 150. Art. 111048. DOI: 10.1016/j.expthermflusci.2023.111048Yang L., Zhang D., Fan H., et al. In-situ electrochemical testing and fluid dynamics simulation of pipeline defects under flow accelerated corrosion / Experimental Thermal and Fluid Science. 2024. Vol. 150. Art. 111048. DOI: 10.1016/j.expthermflusci.2023.111048Zhang Q., Li J., Liu J., et al. Internal localized corrosion of X100 pipeline steel under simulated flow conditions / Journal of Electroanalytical Chemistry. 2023. Vol. 945. Art. 117680. DOI: 10.1016/j.expthermflusci.2023.111048Zhang Q., Li J., Liu J., et al. Internal localized corrosion of X100 pipeline steel under simulated flow conditions / Journal of Electroanalytical Chemistry. 2023. Vol. 945. Art. 117680. DOI: 10.1016/j.expthermflusci.2023.111048Mansoori H., Brown B., Young D., et al. Effect of FexCayCO3 and CaCO3 scales on the CO2 corrosion of mild steel / Corrosion. 2019. Vol. 75. P. 1434 – 1449. DOI: 10.5006/3290Mansoori H., Brown B., Young D., et al. Effect of FexCayCO3 and CaCO3 scales on the CO2 corrosion of mild steel / Corrosion. 2019. Vol. 75. P. 1434 – 1449. DOI: 10.5006/3290Mohammed S., Hua Y., Barker R., et al. Effect of calcium on X65 carbon steel pitting in saturated CO2 environment / Electrochimica Acta. 2022. Vol. 407. Art. 139899. DOI: 10.1016/j.electacta.2022.139899Mohammed S., Hua Y., Barker R., et al. Effect of calcium on X65 carbon steel pitting in saturated CO2 environment / Electrochimica Acta. 2022. Vol. 407. Art. 139899. DOI: 10.1016/j.electacta.2022.139899Ming W., Shumiao W., Hongbo L. A Study on Inhibitors for the Prevention of Hydrate Formation in Gas Transmission Pipeline / Journal of Natural Gas Chemistry. 2007. Vol. 16. N 1. P. 81 – 85. DOI: 10.1016/S1003-9953(07)60031-0Ming W., Shumiao W., Hongbo L. A Study on Inhibitors for the Prevention of Hydrate Formation in Gas Transmission Pipeline / Journal of Natural Gas Chemistry. 2007. Vol. 16. N 1. P. 81 – 85. DOI: 10.1016/S1003-9953(07)60031-0Бузников Н. А., Сулейманов В. А., Трофимов И. А. Влияние выбора ингибитора гидратообразования на обеспечение бесперебойности потока в протяженных морских трубопроводах многофазного флюида / Трубопроводный транспорт: теория и практика. 2018. Т. 65. № 1. С. 34 – 38.Buznikov N. A., Suleymanov V. A., Trofimov I. A. Influence of hydrate inhibitor choice on flow assurance in long subsea multiphase pipelines / Pipeline transport: Theory and practice. 2018. Vol. 65. N 1. P. 34 – 38 [in Russian].Грунвальд А. В., Бухгалтер Э. Б. Анализ промышленных отечественных и зарубежных технологий производства метанола-ингибитора гидратообразования и коррозии в отраслях ТЭК / Практика противокоррозионной защиты. 2007. Т. 44. № 2. С. 50 – 57.Grunvald A. V., Bukhgalter E. B. Analysis of industrial domestic and foreign technologies of methanol production as hydrate-formation and corrosion inhibitor in the branches of fuel and energy complex / Theory and Practice of Corrosion Protection. 2007. Vol. 44. N 2. P. 50 – 57 [in Russian].Клыжко Д. В., Кутовой Д. В., Погосов М. А. Особенности эксплуатации Киринского ГКМ с применением моноэтиленгликоля в качестве ингибитора гидратообразования / Газовая промышленность. 2019. Т. 782. С. 22 – 28.Klyzhko D. V., Kutovoy D. V., Pogosov M. A. Features of operation of the Kirinskoe gas-condensate field using monoethylene glycol as an inhibitor of hydration / Gas Industry of Russia. 2019. Vol. 782. P. 22 – 28 [in Russian].Вагапов Р. К., Ибатуллин К. А., Ярковой В. В. Моделирование режимов движения потока среды по газопроводу в процессе коррозионных испытаний / Заводская лаборатория. Диагностика материалов. 2023. Т. 89. № 10. С. 40 – 46. DOI: 10.26896/1028-6861-2023-89-10-40-46Vagapov R. K., Ibatullin K. A., Yarkovoi V. V. Simulation of the Modes of Medium Flow Movement through a Gas Pipeline during Corrosion Tests / Industr. Lab. Mater. Diagn. 2023. Vol. 89. N 10. P. 40 – 46 [in Russian]. DOI: 10.26896/1028-6861-2023-89-10-40-46Dian E., Tonje B., Marion S., Tor H. Effect of temperature, bicarbonate, and MEG concentrations on CO2 corrosion of carbon steels / Corrosion. 2017. Vol. 73. N 9. P. 1157 – 1167. DOI: 10.5006/2143Dian E., Tonje B., Marion S., Tor H. Effect of temperature, bicarbonate, and MEG concentrations on CO2 corrosion of carbon steels / Corrosion. 2017. Vol. 73. N 9. P. 1157 – 1167. DOI: 10.5006/2143de Freitas D. S., Gonçalves I. L. M., Vaz G. L. The effect of ethanol added to the natural gas stream on the top of line corrosion: An approach on vapor phase condensation and carbonic acid generation yield / Journal of Natural Gas Science and Engineering. 2021. Vol. 96. Art. 104297. DOI: 10.1016/j.jngse.2021.104297de Freitas D. S., Gonçalves I. L. M., Vaz G. L. The effect of ethanol added to the natural gas stream on the top of line corrosion: An approach on vapor phase condensation and carbonic acid generation yield / Journal of Natural Gas Science and Engineering. 2021. Vol. 96. Art. 104297. DOI: 10.1016/j.jngse.2021.104297Shi W. J., Jie Y. J., Hua H. S., Ping L. J. Marangoni condensation heat transfer of water-ethanol mixtures on a vertical surface with temperature gradients / International Journal of Heat and Mass Transfer. 2009. Vol. 52. N 9 – 10. P. 2324 – 2334. DOI: 10.1016/j.ijheatmasstransfer.2008.11.011Shi W. J., Jie Y. J., Hua H. S., Ping L. J. Marangoni condensation heat transfer of water-ethanol mixtures on a vertical surface with temperature gradients / International Journal of Heat and Mass Transfer. 2009. Vol. 52. N 9 – 10. P. 2324 – 2334. DOI: 10.1016/j.ijheatmasstransfer.2008.11.011Доленко Т. А., Буриков С. А., Пацаева С. В., Южаков В. И. Проявление водородных связей водно-этанольных растворов в спектрах комбинационного рассеяния света / Квантовая электроника. 2011. Т. 41. № 3. С. 267 – 272.Dolenko T. A., Burikov S. A., Patsaeva S. V., Yuzhakov V. I. Manifestation of hydrogen bonds of aqueous ethanol solutions in the Raman scattering spectra / Quantum Electronics. 2011. Vol. 41. N 3. P. 267 – 272. DOI: 10.1070/QE2011v041n03ABEH014401Petong P., Pottel R., Kaatze U. Water-Ethanol Mixtures at Different Compositions and Temperatures. / The Journal of physical chemistry. 2000. Vol. 104. N 32. P. 7420 – 7428. DOI: 10.1021/jp001393rPetong P., Pottel R., Kaatze U. Water-Ethanol Mixtures at Different Compositions and Temperatures / The Journal of physical chemistry. 2000. Vol. 104. N 32. P. 7420 – 7428. DOI: 10.1021/jp001393r

The authors declare that there are no conflicts of interest present.