Исследование состава и свойств сульфида железа при сероводородной коррозии в газообразном состоянии

Воздействие сероводорода, содержащегося в добываемых на нефтегазовых объектах углеводородах, на стальное оборудование и трубопроводы опасно не только коррозионными разрушениями, но и проникновением водорода в углеродистые и низколегированные стали. Однако такое негативное влияние на стойкость и свойства конструкционных материалов ранее изучалось преимущественно для условий жидкой среды, характерной для нефтяных месторождений. В работе представлены результаты исследования процессов внутренней коррозии на газовых месторождениях. Анализировали закономерности и особенности состава и свойств осадков, формирующихся в газопроводах при взаимодействии H₂S-содержащего газа со сталью. Методом рентгеновской дифракции определено, что основной продукт коррозии — сульфиды железа (тетрагональный и кубический), формирующиеся в газообразной и жидкой фазах. Формы образующихся на поверхности стали кристаллов продуктов сероводородной коррозии исследовали методом сканирующей электронной микроскопии. Выявлено влияние отличий в их фазовом составе и кристаллических формах на общекоррозионные потери и наводороживание сталей. Кроме того, отсутствие сплошности в пленке сульфида железа может приводить к образованию локальных коррозионных дефектов на стальных конструкциях. Полученные результаты могут быть использованы при оценке степени опасности сероводородной коррозии на стальном оборудовании газовых месторождений и трубопроводах, а также при подборе средств противокоррозионной защиты (например, ингибиторов коррозии).

1. Laycock N., Metri V., Ra S., et al. Key challenges for internal corrosion modeling of wet gas pipelines / Corrosion. 2024. Vol. 80. No. 12. P. 1146 – 1163. DOI: 10.5006/4532

2. Vagapov R. K. Resistance of Steels under Operating Conditions of Gas Fields Containing Aggressive CO2 in the Produced Media / Inorg. Mater.: Appl. Res. 2022. Vol. 13. No. 1. P. 240 – 245. DOI: 10.1134/s2075113322010397

3. Liu Zh., Wang Y., Zhai Y., et al. Corrosion behavior of low alloy steel used for new pipeline exposed to H2S-saturated solution / Int. J. Hydrogen Energy. 2022. Vol. 47. P. 33000 – 33013. DOI: 10.1016/j.ijhydene.2022.07.203

4. Mohtadi-Bonab M., Eskandari M. A focus on different factors affecting hydrogen induced cracking in oil and natural gas pipeline steel / Eng. Failure Anal. 2017. Vol. 79. P. 351 – 360. DOI: 10.1016/j.engfailanal.2017.05.022

5. Alanazi N. M., Al-Enezi A. A. The Effect of the Partial Pressure of H2S and CO2 on the Permeation of Hydrogen in Carbon Steel by Using Pressure Buildup Techniques / Corrosion. 2019. Vol. 75. P. 1207 – 1215. DOI: 10.5006/3128

6. Bai P. P., Liang Y. X., Zheng S. Q., et al. Effect of amorphous FeS semiconductor on the corrosion behavior of pipe steel in H2S-containing environments / Industr. Eng. Chem. Res. 2016. Vol. 55. No. 41. P. 10932 – 10940. DOI: 10.1021/acs.iecr.6b03000

7. Zhou C., Zheng Sh., Chen C., et al. The effect of the partial pressure of H2S on the permeation of hydrogen in low carbon pipeline steel / Corrosion Sci. 2013. Vol. 67. P. 184 – 192. DOI: 10.1016/j.corsci.2012.10.016

8. Wei S., Zheng S., Liang J. New insights of the interaction of H2S with mackinawite FeS in a wet environment: An ab initio molecular dynamics study / Int. J. Hydrogen Energy. 2024. Vol. 72. P. 1216 – 1223. DOI: 10.1016/j.ijhydene.2021.08.225

9. Singer M., Brown B., Camacho A., et al. Combined Effect of Carbon Dioxide, Hydrogen Sulfide, and Acetic Acid on Bottom-of-the-Line Corrosion / Corrosion. 2011. Vol. 67. No. 1. P. 015004-1 – 015004-16. DOI: 10.5006/1.3543715

10. 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 / Int. J. Corrosion Scale Inhib. 2021. Vol. 10. No. 3. P. 994 – 1010. DOI: 10.17675/2305-6894-2021-10-3-11

11. Rozi F., Mohebbi H., Ismail M., et al. Laboratory investigation on the condensation and corrosion rates of top of line corrosion in carbon steel: a case study from pipeline transporting wet gas in elevated temperature / Corrosion Eng. Sci. Technol. 2018. Vol. 53. No. 6. P. 444 – 448. DOI: 10.1080/1478422x.2018.1499169

12. Vagapov R. K., Mikhalkina O. G. Research of precipitations in assessing the causes of corrosion at gas facilities / Industr. Lab. Mater. Diagn. 2024. Vol. 90. No. 4. P. 31 – 39 [in Russian]. DOI: 10.26896/1028-6861-2024-90-4-31-39

13. Kantyukov R. R., Zapevalov D. N., Vagapov R. K. Assessment of the effect of operating conditions on the resistance of steels used in H2S-containing environments at hydrocarbon production facilities / Metallurgist. 2022. Vol. 65. P. 1369 – 1380. DOI: 10.1007/s11015-022-01284-4

14. Liu Zh., Wang Y., Zhai Y., et al. Corrosion behavior of low alloy steel used for new pipeline exposed to H2S-saturated solution / Int. J. Hydrogen Energy. 2022. Vol. 47. No. 77. P. 33000 – 33013. DOI: 10.1016/j.ijhydene.2022.07.203

15. Shi F., Zhang L., Yang J., et al. Polymorphous FeS corrosion products of pipeline steel under highly sour conditions / Corrosion Sci. 2016. Vol. 102. P. 103 – 113. DOI: 10.1016/j.corsci.2015.09.024

16. Rickard D., Luther G. Chemistry of iron sulfides / Chem. Rev. 2007. Vol. 107. No. 2. P. 514 – 562. DOI: 10.1021/cr0503658

17. Wen X., Bai P., Luo B., et al. Review of recent progress in the study of corrosion products of steels in a hydrogen sulphide environment / Corrosion Sci. 2018. Vol. 139. P. 124 – 140. DOI: 10.1016/j.corsci.2018.05.002

18. Bai P., Zheng Sh., Zhao H., et al. Investigations of the diverse corrosion products on steel in a hydrogen sulfide environment / Corrosion Sci. 2014. Vol. 87. P. 397 – 406. DOI: 10.1016/j.corsci.2014.06.048

19. Vagapov R. K., Ibatullin K. A., Yarkovoy V. V. Simulation of the Modes of Medium Flow Movement through a Gas Pipeline during Corrosion Tests / Industr. Lab. Mater. Diagn. 2023. Vol. 89. No. 10. P. 40 – 46 [in Russian]. DOI: 10.26896/1028-6861-2023-89-10-40-46

20. Tsygankova L. E., Uryadnikov A. A., Abramov A. E., et al. Inhibiting formulations against hydrogen sulfide corrosion of carbon steel / Int. J. Corrosion Scale Inhib. 2022. Vol. 11. No. 1. P. 102 – 110. DOI: 10.17675/2305-6894-2021-11-1-5

21. Obot B., Solomon M., Umoren S., et al. Progress in the development of sour corrosion inhibitors: Past, present, and future perspectives / J. Industr. Eng. Chem. 2019. Vol. 79. P. 1 – 18. DOI: 10.1016/j.jiec.2019.06.046

22. Pessu F., Barker R., Chang F., et al. Iron sulphide formation and interaction with corrosion inhibitor in H2S-containing environments / J. Petroleum Sci. Eng. 2021. Vol. 207. Art. 109152. DOI: 10.1016/j.petrol.2021.109152

23. Zhou C., Chen X., Wang Z., et al. Effects of environmental conditions on hydrogen permeation of X52 pipeline steel exposed to high H2S-containing solutions / Corrosion Sci. 2014. Vol. 89. P. 30 – 37. DOI: 10.1016/j.corsci.2014.07.061

24. Talukdar A., Rajaraman P. Effect of acetic acid in CO2-H2S corrosion of carbon steel at elevated temperature / Mater. Today: Proc. 2022. Vol. 57. No. 4. P. 1842 – 1845. DOI: 10.1016/j.matpr.2022.01.036

25. Bai P., Zhao H., Zheng Sh., et al. Initiation and developmental stages of steel corrosion in wet H2S environments / Corrosion Sci. 2015. Vol. 93. P. 109 – 119. DOI: 10.1016/j.corsci.2015.01.024