Моделирование режимов движения потока среды по газопроводу в процессе коррозионных испытаний

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.

1. Nešić S. Key issues related to modelling of internal corrosion of oil and gas pipelines: а review / Corrosion Science. 2007. Vol. 49. P. 4308 – 4338. DOI: 10.1016/j.corsci.2007.06.006

2. Pessu F., Hua Y., Barker R., et al. A Study of the Pitting and Uniform Corrosion Characteristics of X65 Carbon Steel in Different H2S-CO2-Containing Environments / Corrosion. 2018. Vol. 74. P. 886 – 902. DOI: 10.5006/2537

3. Elgaddafi R., Ahmed R., Shah S. Corrosion of carbon steel in CO2 saturated brine at elevated temperatures / Journal of Petroleum Science and Engineering. 2021. Vol. 196. Art. 107638. DOI: 10.1016/j.petrol.2020.107638

4. Zhu S., Zhou G., Miao J., et al. Mechanical properties of CO2 corrosion scale formed at different temperatures and their relationship to corrosion rate / Corrosion Engineering, Science and Technology. 2012. Vol. 47. N 3. P. 453 – 461. DOI: 10.1179/1743278211Y.0000000023

5. Вагапов Р. К., Прокопенко А. Ю., Томский И. С. Оценка зависимости скорости коррозии стали на объектах инфраструктуры углеводородных месторождений от минерализации и температуры / Заводская лаборатория. Диагностика материалов. 2021. Т. 87. № 6. С. 41 – 44. DOI: 10.26896/1028-6861-2021-87-6-41-44

6. Байдин И. И., Коваленко А. В., Гумерова Н. В. и др. Анализ динамики внедрения пластовой воды в газовую залежь в условиях сокращения добычи газа / Известия вузов. Нефть и газ. 2018. № 6. С. 41 – 44. DOI: 10.31660/0445-0108-2018-6-41-44

7. Zhang D., Yang L., Tan Z., et al. Corrosion behavior of X65 steel at different depths of pitting defects under local flow conditions / Experimental Thermal and Fluid. 2020. Vol. 124. Art. 110333. DOI: 10.1016/j.expthermflusci.2020.110333

8. Вагапов Р. К., Томский И. С. Зависимость скорости коррозионных процессов от скорости потока среды с содержанием диоксида углерода / Химическое и нефтегазовое машиностроение. 2021. № 6. С. 37 – 40.

9. Li J., Wang D., Xie F. Failure analysis of CO2 corrosion of natural gas pipeline under flowing conditions / Engineering Failure Analysis. 2022. Vol. 137. Art. 106265. DOI: 10.1016/j.engfailanal.2022.106265

10. Болобов В. И., Попов Г. Г., Кривокрысенко Е. А. и др. Сравнительная стойкость сталей промысловых нефтепроводов к ручейковой коррозии / Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2020. Т. 123. № 1. С. 128 – 139. DOI: 10.17122/ntj-oil-2020-1-128-139

11. Савельев В. В., Иванов А. Н. Канавочная ручейковая коррозия подводных трубопроводов системы поддержания пластового давления на месторождении Белый Тигр / Нефтяное хозяйство. 2017. № 9. С. 120 – 123. DOI: 10.24887/0028-2448-2017-9-120-122

12. Alamr A. H. Localized corrosion and mitigation approach of steel materials used in oil and gas pipelines: An overview / Engineering Failure Analysis. 2020. Vol. 116. Art. 104735. DOI: 10.1016/j.engfailanal.2020.104735

13. Tan 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.2019.10.023

14. Вагапов Р. К., Фомина А. С., Ярковой В. В. Развитие методического обеспечения проведения коррозионных испытаний для условий газовых объектов / Технология металлов. 2022. № 11. С. 39 – 47. DOI: 10.31044/1684-2499-2021-0-11-39-47

15. Liao K., Qin M., Yang N., et al. Corrosion main control factors and corrosion degree prediction charts in H2S and CO2 coexisting associated gas pipelines / Materials Chemistry and Physics. 2022. Vol. 292. Art. 126838. DOI: 10.1016/j.matchemphys.2022.126838

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

17. 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.

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

19. Филиппов А. Г., Токман А. К., Потапов А. Г. и др. Эксплуатация скважин Астраханского газоконденсатного месторождения. — М.: Газпромэкспо, 2010. — 171 с.

20. Мокшаев А. Н., Сорокин Н. И., Барышев С. Н. Обеспечение надежности и эффективности эксплуатации оборудования опасных производственных объектов Оренбургского НГКМ при сверхпроектном сроке службы / Газовая промышленность. 2018. Т. 765. № 3. С. 39 – 41.

21. Слугин П. П. Повышение эффективности эксплуатации объектов добычи газа и газового конденсата на Бованенковском нефтегазоконденсатном месторождении. — Новосибирск: СО РАН, 2017. — 53 с.

22. Корякин А. Ю., Кобычев В. Ф., Колинченко И. В. и др. Условия протекания углекислотной коррозии на объектах добычи Ачимовских отложений, методы контроля и прогнозирования / Газовая промышленность. 2017. Т. 761. № 12. С. 84 – 89.

23. Vagapov R. K., Kantyukov R. R., Zapevalov D. N. Investigation of the corrosiveness of moisture condensation conditions at gas production facilities in the presence of CO2 / International Journal of Corrosion and Scale Inhibition. 2021. Vol. 10. N 3. P. 994 – 1010. DOI: 10.17675/2305-6894-2021-10-3-11

24. Киченко С. Б., Киченко А. Б. Исследование защитного действия ингибиторов коррозии с помощью пузырькового метода / Практика противокоррозионной защиты. 2008. Т. 49. № 3. С. 20 – 28.

25. Сивоконь И. С., Ануфриев Н. Г., Андреев Н. Н. Лабораторная оценка эффективности ингибиторов коррозии нефтепромысловых трубопроводов Западно-Сибирского региона. Ч. 3. «Пузырьковый» тест / Коррозия: материалы, защита. 2012. № 8. С. 4 – 11.

26. Одишария Г. Э., Точигин А. А. Прикладная гидродинамика газожидкостных смесей. — М.: ВНИИГАЗ, ИГЭУ, 1998. — 400 с.

27. Федулов Д. М., Кубанов А. Н., Прокопов А. В. и др. Особенности фазового поведения пластовой смеси в системе «установка подготовки газа — подводный трубопровод» / НТС Вести газовой науки. 2013. Т. 14. № 3. С. 184 – 191.

28. Кононов А. В., Маришкин В. А., Ротов А. А. и др. Моделирование режимов эксплуатации протяженного рельефного трубопровода многофазного флюида на начальной стадии освоения газоконденсатного месторождения / Газовая промышленность. 2022. Т. 833. Спец. выпуск № S2. С. 90 – 95.

29. Бузников Н. А., Сулейманов В. А. Влияние водной фазы на режимы транспортировки газа с малым содержанием конденсата по протяженным морским трубопроводам / НТС Вести газовой науки. 2019. Т. 39. № 2. С. 91 – 96.

30. Вагапов Р. К., Михалкина О. Г. Исследование продуктов углекислотной коррозии методом рентгеновской дифракции / Завод. лаб. Диагност. мат. 2022. Т. 88. № 9. С. 35 – 41. DOI: 10.26896/1028-6861-2022-88-9-35-41

31. Вагапов Р. К. Исследование наводороживания и коррозии стального оборудования и трубопроводов на объектах добычи H2S-содержащего углеводородного сырья / Вопросы материаловедения. 2021. Т. 106. № 2. С. 170 – 181. DOI: 10.22349/1994-6716-2021-106-2-170-181

32. Askari M., Aliofkhazraei M., Ghaffari S., et al. Film former corrosion inhibitors for oil and gas pipelines: A technical review / Journal of Natural Gas Science and Engineering. 2018. Vol. 58. P. 92 – 114. DOI: 10.1016/j.jngse.2018.07.025