CC BY
29
УДК 620.197
О закономерностях протекания внутренней коррозии и противокоррозионной защите морских объектов в условиях присутствия повышенных количеств диоксида углерода
Р.К. Вагапов1*, Д.Н. Запевалов1, К.А. Ибатуллин1
1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1 * E-mail: [email protected]
Тезисы. Ряд действующих и перспективных объектов добычи углеводородов на морском шельфе как в России, так и за рубежом характеризуются присутствием в добываемой продукции повышенного содержания коррозионно-опасного СО2. В статье проанализирован опыт применения технических решений для защиты от внутренней коррозии элементов инфраструктуры на зарубежных месторождениях, эксплуатирующих подводные трубопроводы в условиях повышенного содержания СО2. Анализ показывает, что наиболее часто на месторождениях норвежского шельфа применяются следующие средства: рН-буферирование среды, ингибиторная защита от коррозии, создание условий для исключения конденсации влаги в добываемом и транспортируемом продукте, допуск на внутреннюю коррозию при проектировании стальных сооружений с учетом коррозионных рисков.
Наиболее агрессивной и опасной является коррозия в условиях конденсации влаги, которая проявляется на первых участках трубопровода, когда возникает градиент температур и происходит быстрое охлаждение добываемого газа. Испытания показывают, что скорость локальной углекис-лотной коррозии может достигать нескольких миллиметров в год. На основе анализа данных предложен метод ранжирования участков подводного трубопровода по степени коррозионной активности. Присутствие гликоля может снижать коррозию в водной среде, но при конденсации влаги на подавление коррозии влияет не концентрация гликоля в испаряемой жидкости, а его содержание в жидкости, конденсируемой на стальной поверхности. По результатам испытаний определено, что такое насыщение гликолем конденсационной воды (до снижения или прекращения коррозии) достигается, если концентрация гликоля в испаряемом водно-гликолевом растворе составляет от 75 % и выше.
Ключевые слова:
углекислотная коррозия, морской объект, скорость коррозии, ингибиторная защита, локальная коррозия.
Текущие условия и перспективы развития ресурсной базы углеводородного сырья в Российской Федерации в значительной мере связаны с месторождениями, в продукции которых содержится коррозионно-агрессивный диоксид углерода (СО2). Ранее на примере Бованенковского и Уренгойского нефтегазоконденсатных месторождений сообщалось о проблемах, возникающих при эксплуатации в таких коррозионных условиях действующих сухопутных месторождений, и путях их разрешения с использованием ингибиторов коррозии [1, 2]. Однако опасность углекислотной коррозии (УКК) характерна и для ряда новых газовых месторождений, в том числе морских объектов на шельфах Арктики и Дальнего Востока, которые сейчас готовятся к запуску и со временем должны внести существенный вклад в увеличение объемов добычи углеводородного сырья в нашей стране. Так, уже сейчас в акватории Охотского моря эксплуатируется подводный добычной комплекс (ПДК) на Киринском газоконденсат-ном месторождении (ГКМ). Перспективными источниками углеводородов являются проектируемое Южно-Киринское ГКМ, группа месторождений на шельфе Арктики (в районе п-ова Ямал).
Как уже отмечалось [3, 4], эксплуатация морских объектов добычи и трубопроводная транспортировка неподготовленной углеводородной продукции в условиях воздействия УКК имеет свои особенности и ограничения по сравнению с сухопутными месторождениями. Сложность представляют вопросы технологии подготовки и транспортировки продукции с коррозионно-агрессивными компонентами, обеспечения и контроля технологических режимов для минимизации коррозионного
воздействия, применение и обслуживание средств и систем контроля коррозионного состояния и эффективности ингибиторной защиты от коррозии.
Мировой опыт эксплуатации подобных объектов позволяет оценить задачи и проблемы обеспечения их защиты от внутренней коррозии. Сообщается [5], что до 39 % инцидентов на подводных трубопроводах в Мексиканском заливе связаны с коррозией, при этом внутренняя коррозия в 4 раза чаще провоцирует возникновение дефекта, чем наружная.
Как правило, работа ПДК организована следующим образом: добываемая продукция со скважин транспортируется по межпромысловым трубопроводам малого диаметра на сборный пункт (манифольд), откуда, смешиваясь, единым потоком выходит и транспортируется по подводному коллектору большого диаметра, который может быть подвергнут контролю диагностическими методами. Однако нередко малый диаметр подводных межпромысловых трубопроводов исключает возможность применения внутритрубной диагностики (ВТД). В таком случае рациональным вариантом контроля подводных трубопроводов является комбинирование всех доступных методов мониторинга технологических режимов, параметров добываемой и транспортируемой продукции, внешних факторов, что позволяет оценить техническое состояние объектов и сформировать на этой основе эмпирические модели. К дополнительным информационным источникам можно отнести имитационные испытания, моделирующие условия эксплуатации на не доступных для ВТД трубопроводных участках.
Для предварительной оценки коррозионной агрессивности сред в условиях УКК
важны такие параметры, как парциальное давление диоксида углерода Рсо температура, минерализация, рН-фактор среды и др. [3, 6]. Окончательная оценка проводится по результатам имитационных испытаний (лабораторных и автоклавных) в коррозионных условиях, приближенных к реальным, с определением скорости коррозии среды. Коррозионно-агрес-сивными считаются среды со скоростью коррозии выше 0,1 мм/год.
Киринское ГКМ является единственным морским объектом ПАО «Газпром», который эксплуатируется в режиме ПДК (табл. 1) и пока осуществляет добычу с двух скважин. Подводная часть газосборного коллектора (ГСК) доходит до побережья и далее переходит в сухопутный участок протяженностью 14 км до берегового комплекса. В качестве средства предотвращения гидратообразова-ния при транспортировке добываемого продукта применяется моноэтиленгликоль (МЭГ). Регенерированный ингибитор гидратообразо-вания подается на скважины и далее по мере продвижения по ГСК смешивается с водой, доходя до концентрации нерегенированного [7].
Продукция с добычных скважин Киринс-кого ГКМ поступает по двум шлейфам-трубопроводам на манифольд, откуда, смешиваясь, транспортируется по ГСК. Содержание СО2 в газе на двух эксплуатируемых скважинах высокое (см. табл. 1). Давление на входе в мани-фольд снижается до 10 и 13 МПа, а на выходе из него - до 12 МПа [8].
По мере движения скважинной продукции по обоим шлейфам-трубопроводам наблюдается снижение общего давления в трубопроводе вплоть до 50 %. Оценить снижение температуры продукции на манифоль-де технически и технологически сложно, но,
Таблица 1
Основные условия эксплуатации ПДК на морских месторождениях Киринском, Ormen Lange, Sn0hvit [7-10]
Параметр ПДК
Киринское ГКМ Ormen Lange Sn0hvit
Содержание СО2 в продукции, % 2,27...2,91 0,44 5,2.7,9
Общее давление в трубопроводе, МПа 20...26 10.25 12,5
Температура транспортируемой продукции, °С 20.95 0.80 До 70
Минерализация продукции, г/л 12.32 6.14 До 160
Длина подводного участка трубопровода, км 30 120 160
Глубина залегания подводного участка трубопровода, м До 90 850 150.1100
Концентрация МЭГ нерегенированного / регенерированного, % 58.61 / 80.82 - -
по опыту норвежских месторождений, можно предположить, что температура добываемой среды на Киринском ГКМ на входе и выходе манифольда может лежать в диапазоне 20...30 °С. Расчетные значения PCO МПа, составляют: в пласте - 0,59.0,76; на устье скважины - 0,454.0,58; на входе в манифольд -0,23.0,38; на выходе из манифольда и в начале ГСК - 0,35. Наиболее вероятным местом для скопления жидкости в виде минерализованного раствора МЭГ является береговой участок с перепадом высот трубопроводной системы до 65 м [7, 8].
Транспортируемую по трубопроводам воду относят либо к типу конденсационной (низкой минерализации - до нескольких граммов на литр), которая оседает на стенках трубы, выделяясь из влажного газа при его охлаждении, либо к типу пластовой (повышенной минерализации - от десятков до сотен граммов на литр), извлекаемой вместе с углеводородами. При выборе средств защиты от коррозии тип и минерализация водной фазы играют важную роль [11].
Рассмотрим зарубежные подходы к оценке коррозионной агрессивности и подбору методов защиты для ПДК в условиях присутствия в добываемых углеводородах агрессивного СО2, с учетом водного фактора. На одном из крупнейших объектов на норвежском шельфе - месторождении Ormen Lange (см. табл. 1) - температура морской воды в районе ПДК достигает минус 1 °С [9]. Значение PCO на объекте достаточно низкое (0,044.0,11 МПа), хотя и выше порогового значения 0,02 МПа, превышение которого совместно с другими обстоятельствами может привести к образованию и развитию УКК. Вначале для противокоррозионной защиты (ПКЗ) Ormen Lange рассматривался метод полной стабилизации рН-фактора, так как низкие значения PCO не приводили бы к под-кислению среды, усиливающему УКК, что позволило бы поддерживать рН-фактор на необходимом низком коррозионном уровне добавлением рН-стабилизатора. Известно, что таким способом могут решаться две задачи - сдвига рН-фактора из кислой коррозионно-активной среды и образования продуктов коррозии, обладающих определенными защитными свойствами. Но метод имеет также и недостатки: его нельзя использовать в присутствии большого количества водной фазы, когда взамен конденсационной появляется пластовая вода;
на протяженных отрезках ГСК метод также может дать непредсказуемые результаты в связи с образованием в щелочной среде новых сред и соединений, в том числе и коррозионно-опасных, например солевых осадков, которые будут создавать проблемы на установках регенерации МЭГ. В связи с этим по результатам анализа возможных вариантов на Ormen Lange был выбран следующий способ организации ПКЗ: использование МЭГ + частичная стабилизация рН-фактора + использование ингибитора коррозии (с возможным использованием ингибитора солеотложения, если будет возникать такая необходимость при регенерации МЭГ). При этом к ПКЗ предъявлялось требование, чтобы достижимая скорость коррозии (K) не превышала 0,1 мм/год.
Очевидно, что рассмотренный метод рН-буферирования имеет определенные ограничения, которые нужно учитывать при оценке его применимости. Так, при большом количестве пластовой воды существует риск образования отложений карбоната кальция. Соответственно, увеличение количества рН-стабилизатора будет уменьшать растворимость ионов железа в растворе МЭГ. В процессе коррозии железо переходит в раствор жидкости, и это может препятствовать образованию продуктов коррозии с защитными свойствами из-за нехватки ионов железа.
Определенную роль в поддержании низкой скорости коррозии на Ormen Lange играло и присутствие МЭГ. Влияние гликолей на значение K коррелирует с изменением свойств раствора при увеличении концентрации МЭГ: растворимость и диффузионность СО2 снижаются из-за повышения вязкости раствора, снижения его полярности и уменьшения активности воды [12].
Е. Гулбрандсен и Дж. Морард [12] вывели коэффициенты уменьшения скорости коррозии в зависимости от содержания гликоля. Результаты проведенных в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» автоклавных испытаний (в статических условиях) при повышенном давлении в модели воды (МВ) минерализацией около 25 г/л и в 60%-ном растворе МЭГ в МВ подтвердили, что по сравнению с МВ в 60%-ном растворе МЭГ значение K в среднем снижается в 3.3,5 раза (рисунок).
Результаты лабораторных испытаний в таких же водных и водно-гликолевых средах различной концентрации при динамических
MB
60%-ный раствор МЭГвМВ
5 10 30 60 80 105
Температура, °С
Зависимость скорости коррозии образцов стали 20 от температуры при PCOj = 0,8 МПа
условиях (ООО «Газпром ВНИИГАЗ») [13, 14] также подтверждают корректность значений коэффициента снижения скорости коррозии в зависимости от концентрации МЭГ. Значения K в водном электролите в зависимости от метода испытаний и температуры достигали 1,5.2,0 мм/год. При добавлении 25. 50%-ного раствора МЭГ в МВ значение K снижалось на 40.70 % по сравнению с идентичными испытаниями в безгликольной среде. Схожий рост K при динамических испытаниях наблюдался и в отношении месторождения Ormen Lange: в статических условиях - 0,1.0,2 мм/год; в динамических -0,38.0,53 мм/год [9].
Проведенные авторами автоклавные испытания в условиях, идентичных условиям и средам, отраженным на рисунке (см. 60 °С), показали, что подщелачивание раствора (до рН = 10 в начале испытаний) приводит к разнонаправленному изменению K. Если в среде МВ добавление щелочи понизило скорость коррозии на 25 %, т.е. с K = 0,248 мм/год (см. рисунок) до K = 0,185 мм/год, то для 60%-ного раствора МЭГ в МВ (рН = 10) она, наоборот, выросла в 2 раза (до K = 0,127 мм/год). Это, по-видимому, связано с осадкообразованием и ухудшением растворимости компонентов в щелочном водно-гликолевом растворе по сравнению с нейтральным раствором.
Другим крупным ПДК на норвежском шельфе является подводный объект Smahvit (см. табл. 1), который объединяет месторождения Sn0hvit, Albatross и Askeladd [10].
Добываемая на ПДК продукция со скважин направляется на сборный пункт, или мани-фольд (англ. pipeline end manifold, PLEM), откуда по ГСК доставляется на берег. Для борьбы с гидратообразованием применяется МЭГ. На объекте Srnahvit значение PCO может достигать 0,65.0,99 МПа. Температура по длине ГСК будет снижаться с +70 °С до практически нулевых значений. Начальная температура на манифольде в процессе эксплуатации также будет снижаться с +70 до +20.+30 °С, в том числе после ввода последующих очередей месторождений и скважин. В качестве ПКЗ для объекта Srníhvit было рекомендовано изготавливать шлейфы-трубопроводы до манифоль-да из коррозионно-стойкой стали. Для защиты от УКК подводного ГСК от манифольда до берегового комплекса, выполненного из обычной углеродистой стали, использовали: способ стабилизации рН-фактора (при отсутствии пластовой воды), подачу ингибитора коррозии (при появлении пластовой воды), а также ингибитор солеотложений (при необходимости).
Известно [13], что в газотрубопроводной системе коррозия может возникнуть:
• в нижней части трубы при скоплении влаги - так называемая 6-часовая коррозия (англ. bottom-of-line corrosion, BOL);
• в верхней части трубы при конденсации влаги - 12-часовая коррозия (англ. top-of-line corrosion, TOL);
• в местах скопления влаги (щелях, зазорах, застойных зонах, при перепаде высот и др.).
Рассмотренные выше случаи коррозии относились именно к нижней части сечения (образующей) трубы при скоплении влаги. На ГСК температура внутренних сред будет низкой, и этот фактор станет определяющим с точки зрения возникновения и развития коррозионных процессов. Наиболее уязвимыми с точки зрения коррозии окажутся места с низкой скоростью потока, участки возможного скопления жидкости из-за рельефа трассы, где произойдет разделение жидкой среды на углеводородную и водную фазы. Водная фаза как раствор МЭГ в минерализованной воде будет коррозионно-опасной по отношению к углеродистой стали. На ГКС Киринского ГКМ вероятны три подобных участка, первый - в начале сухопутного отрезка трубопровода [7, 8]. В таких условиях возможны следующие методы защиты: создание турбулентного режима для предотвращения образования скоплений
жидкости либо использование ингибиторов коррозии, которые должны растворяться или диспергировать в водно-гликолевом минерализованном растворе, чтобы эффективно достигать защищаемой поверхности трубы. При подаче ингибитора коррозии на устье скважины в необходимом количестве он должен защитить от УКК трубную сталь, контактирующую с раствором МЭГ. Дополнительным, снижающим коррозионную агрессивность среды в ГСК, фактором станет пониженная температура жидкости (до +5.. .+10 °С). Реальные температуры транспортируемой среды на большей части ГСК окажутся именно такими из-за низкой температуры морской воды, что делает актуальным изучение динамики изменения скорости коррозии при низкотемпературных режимах. Анализ научных публикаций показывает, что коррозионные исследования применительно к температурам +5...+10 °С практически отсутствуют. Большинство испытаний, в том числе и для морских условий, ограничиваются комнатной температурой +20 °С. Тем не менее в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» выполнены автоклавные коррозионные испытания для диапазона температур +5...+10 °С. На рисунке видно, что при переходе от 10 к 5 °С снижение температуры приводит к снижению К в 1,6.2 раза как в МВ (с 0,347 до 0,214 мм/год), так и в 60%-ном растворе МЭГ в МВ (с 0,128 до 0,066 мм/год).
Одним из наиболее эффективных средств защиты добычных объектов от УКК являются ингибиторы коррозии [15]. Результаты ранее выполненных ООО «Газпром ВНИИГАЗ» лабораторных испытаний в водных и водно-гликолевых средах различной концентрации показали [13, 14], что не все, а только наиболее эффективные ингибиторы коррозии могут сбавить скорость коррозии ниже 0,1 мм/год. Один из таких ингибиторов испытан в автоклавных условиях, идентичных представленным на рисунке. Результаты определения эффективности ингибитора коррозии показаны в табл. 2. Видно,
что ингибитор защищает сталь 20 в водных и водно-гликолевых средах, снижая скорость коррозии до 0,1 мм/год и более.
TOL-коррозия (см. выше) характерна именно для газовых месторождений, что отличает коррозионно-агрессивные условия газовых объектов от нефтяных. В условиях ПДК влажный неподготовленный газ транспортируется по подводному трубопроводу, пары воды в газовой фазе конденсируются на внутренней поверхности трубы из-за разницы температур потока влажного газа и окружающей среды, что приводит к TOL-коррозии. Потенциально такие условия конденсации влаги будут создаваться на шлейфах-трубопроводах до манифольда, когда горячий газ из скважины охлаждается низкой температурой морской воды, определяющей температуру стенки трубы. В условиях наличия СО2 начальная высокая скорость растворения железа приводит к быстрому образованию слоя продуктов коррозии FeCOз на стальной поверхности. Защитные свойства этого слоя постоянно меняются при продолжающейся конденсации паров воды и обновлении капель жидкости. При низкой скорости конденсации воды скорость TOL-коррозии может оставаться контролируемой. При высокой скорости конденсации воды TOL-коррозия превращается в серьезную проблему, приводя к образованию и развитию коррозионных дефектов на внутренней поверхности трубы. В условиях присутствия СО2 фактором, определяющим скорость TOL-коррозии, будет скорость конденсации воды [16]. Во многих исследованиях отмечается, что лимитирующим является именно количество воды, и при УКК для инициирования процесса TOL-коррозии ее требуется много. В связи с этим УКК развивается именно на первых участках трубопроводной системы, когда при наибольшем градиенте температур из паровой фазы конденсируется большое количество влаги.
Авторами осуществлены испытания в условиях конденсации влаги в растворе МЭГ
Таблица 2
Температурная зависимость скорости коррозии стали 20, мм/год, в водной и водно-гликолевой средах в присутствии ингибитора коррозии
Среда Температура, °С
5 30 60 80 100
МВ 0,009 0,035 0,055 0,1 0,095
60%-ный раствор МЭГ в МВ - 0,036 0,076 0,078 0,065
Таблица 3
Скорости коррозии, рассчитанные по глубине коррозионных повреждений
Образец Глубина коррозионных повреждений, мкм Клок.ср= мм/г°д Клок.макс' мм/год
материал № средняя максимальная
55%-ный раствор МЭГ в МВ
Сталь 20 11 23 28 0,300 0,365
12 25 31 0,326 0,404
Сталь НКТ 15 21 24 0,274 0,313
16 36 54 0,469 0,704
65%-ный раствор МЭГ в МВ
11 30 40 0,391 0,521
12 26 46 0,339 0,600
Сталь 20 13 25 29 0,326 0,378
14 28 40 0,365 0,521
15 33 45 0,430 0,587
16 28 36 0,365 0,469
в МВ в присутствии СО2. Методика проведения таких испытаний описана ранее [16]. После испытаний согласно рекомендациям ГОСТ 9.908851 и СТО Газпром 9.0-001-20182 выполнялась оценка следующих показателей:
• общей скорости коррозии (^о6щ), определяемой по потере массы образца;
• средней скорости локальной коррозии (Клокср), определяемой по глубине коррозионного поражения путем усреднения по всем локальным дефектам;
• максимальной скорости локальной коррозии (Клокмакс), определяемой по глубине самого глубокого локального поражения.
Для испытаний использованы различные образцы углеродистых сталей: сталь 20; сталь, из которой изготавливают насосно-компрессор-ные трубы (НКТ); сталь Х65 из основного тела трубы; сталь Х65 с частью сварного шва полуавтоматической сварки; сталь Х65 с частью сварного шва ручной сварки. Разница температур между воздушной средой (20.25 °С) и искусственно охлаждаемой стальной поверхностью (10 °С) достигала 10.15 °С.
Значения Кобщ, рассчитанные по весовым потерям, при всех испытаниях были ниже 0,1 мм/год. Но на образцах наблюдались локальные коррозионные поражения в виде пит-тингов, по глубине которых и была рассчитана «истинная» локальная коррозия. В табл. 3
1 ГОСТ 9.908-85. Единая система защиты от коррозии и старения. Металлы и сплавы. Методы определения показателей коррозии и коррозионной стойкости.
2 СТО Газпром 9.0-001-2018. Защита от коррозии. Основные требования.
приведены значения локальной TOL-коррозии для двух сталей (сталь 20 и сталь НКТ). Видно, что при 55.65%-ных растворах МЭГ в МВ имеет место локализация процесса УКК: скорость локальной коррозии достигает 0,3.0,7 мм/год в зависимости от типа стали.
Давление паров гликоля ниже давления водяного пара, в связи с чем значительное содержание гликоля в водной фазе существенно снижает ее давление. Поэтому впрыск гликоля в трубопровод влажного газа также ожидаемо ослабляет конденсацию влаги и, соответственно, уменьшает опасность TOL-коррозии. Как уже отмечалось, существуют объективные факторы снижения риска УКК с увеличением концентрации гликоля.
Установлено [17], что 50%-ный раствор МЭГ и раствор воды приводят к одинаковой скорости общей коррозии до Кобщ = 0,5 мм/год, что неудивительно, так как при испарении жидкости из 50%-ного раствора МЭГ в сконденсировавшейся на стальной поверхности пленке влаги содержание МЭГ не превышает 2 %. Схожий характер имеют и продукты коррозии: в обоих случаях это FeCO3. Для TOL-коррозии на углеродистой трубной стали Х65 значение Клокмакс в таких условиях достигает 5,2 мм/год. При испарении и воды, и 50%-ного водно-гликолевого раствора водная пленка формируется одинаковым образом (гликоль не испаряется и не конденсируется на стали). Гликоль не оказывает снижающего коррозию эффекта, пока содержание МЭГ в жидкости ниже 70.80 %. В случае 70%-ного раствора МЭГ применительно к TOL-коррозии
К„ = 1,5.2,6 мм/год. Испытания с участием 70%-ного раствора МЭГ показали, что эта концентрация МЭГ является пограничной и ее превышение приводит к снижению скорости протекания коррозии. Такой ингиби-рующий эффект гликоля связан с тем, что при переходе от 70%-ного к 90%-ному раствору МЭГ в воде происходит скачкообразный рост от 7.8 до 53 % содержания МЭГ в сконденсировавшейся на стальной поверхности воды. Пленка влаги, уже содержащая до 53 % МЭГ, предотвращает TOL-коррозию в условиях присутствия СО2 [17].
Данные авторов также подтверждают эти закономерности. Испытания образцов, аналогичных описанным в табл. 3, но выполненные для больших содержаний гликоля (в 75.85%-ных растворах МЭГ в МВ), показали, что в таких условиях локальной коррозии не происходит. Скорости локальной TOL-коррозии в присутствии растворов МЭГ (см. табл. 3) и чисто водного раствора [16] имеют схожие значения (0,3.0,6 мм/год).
ООО «Газпром ВНИИГАЗ» провело собственные испытания TOL-коррозии на образцах трубной стали Х65 трех видов: 1 - из основного
тела трубы; 2 - с частью сварного шва полуавтоматической сварки; 3 - с частью сварного шва ручной сварки. Результаты таких испытаний в СО2-среде представлены в табл. 4, 5. Видно, что на поверхности образцов наблюдаются локальные дефекты глубиной до 138 мкм и степень локализации высокая. Применительно к TOL-коррозии ^„с = 1,5.1,7 мм/год.
На подводных трубопроводах объекта Sn0hvit и месторождения Ormen Lange также существуют предпосылки проявления TOL-коррозии. Среди мер, способных уменьшить влияние TOL-коррозии на инфраструктуру объекта Srnahvit, нужно отметить использование коррозионно-стойкой стали на части трубопровода, пленкообразующего ингибитора коррозии, рН-стабилизирующего реагента [10]. На месторождении Ormen Lange используются следующие меры ПКЗ от TOL-коррозии: ограничение конденсации влаги путем увеличения минимальной толщины наружного изоляционного покрытия, повышенные допуски на коррозию на участках с возможностью конденсации влаги, использование пленкообразующего ингибитора коррозии [9, 18].
Таблица 4
Коррозионные повреждения образцов трубной стали X65 в присутствии 55%-ного раствора МЭГ в МВ
Образец
вид
№
Фотография образца
до удаления продуктов коррозии
после удаления продуктов коррозии
Результаты измерений глубины коррозионных повреждений, мкм
21
Тело трубы
38, 64, 56, 74, 48, 66, 70, 98, 98, 50, 72, 90, 120, 82, 138
22
66, 68, 40, 38, 62, 88, 70, 58, 50, 88, 40, 46, 48, 44
23
Шов
полуавтоматической сварки
76, 76, 106, 92, 60, 80, 72, 98, 64, 66, 72, 70
24
60, 60, 48, 88, 50, 30, 50, 66, 80, 88, 68, 42, 64, 44, 54, 72, 86, 70
25
Шов ручной сварки
106, 120, 94, 84, 84, 80, 86, 42, 110, 80, 72, 90, 64, 66
26
106, 106, 82, 78, 88, 58, 54, 48, 54, 64, 78, 66, 66, 86, 58
Таблица 5
Скорость коррозии трубной стали Х65 в присутствии 55%-ного раствора МЭГ в МВ, рассчитанная по глубине коррозионных повреждений
Образец Глубина коррозионных повреждений, мкм £лок.ср, мм/год ^c™. мм/г°д
вид № средняя максимальная
Тело трубы 21 78 138 0,950 1,681
22 59 88 0,719 1,072
Шов полуавтоматической сварки 23 78 106 0,950 1,291
24 59 88 0,719 1,072
Шов ручной сварки 25 84 120 1,023 1,462
26 73 106 0,889 1,291
На газовых добычных объектах для диагностики локальных УКК-дефектов часто используются средства ультразвуковой толщи-нометрии [19]. На газовом месторождении Бонгкот (содержание СО2 в газе - более 20 %), расположенном в Сиамском заливе (Таиланд), проведены замеры локальных дефектов TOL-коррозии [20]. На подводном трубопроводе (глубина 80 м), где при контакте добываемой продукции температурой до +90 °С с холодной морской водой (+18 °С) происходит конденсация воды, измерения с использованием толщиномеров выявили случаи TOL-коррозии в верхней образующей трубы (от 10 до 2 ч): глубина дефектов - 30.60 % толщины стенки трубы (на первых 500.1000 м трубопровода, начиная от скважины). Расчеты показывают, что при толщине стенки трубы 15,88 см, 30.60%-ное утонение составит до 4,75.9,5 см. Заложенный в толщину трубы допуск на коррозию (5 см) исчерпал себя за 3.5 лет. Скорость локальной TOL-коррозии на данном месторождении составляла 0,95.1,9 мм/год, приближаясь к значениям, полученным авторами при имитационных испытаниях TOL-коррозии (см. табл. 5).
Примеры зарубежных морских месторождений, близких Киринскому ГКМ по эксплуатационным характеристикам, свидетельствуют о наличии на данных объектах коррозионно-опасных факторов и коррозионной агрессивности, что совпадает с результатами проведенных в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» имитационных испытаний для типовых морских условий эксплуатации ГСК и ПДК. Анализ показывает, что участки трубопроводной системы любого подводного объекта, в том числе и Киринского ГКМ, могут быть ранжированы по степени коррозионной активности транспортируемой среды. Такое ранжирование происходит по типу
коррозии (TOL и BOL) с учетом изменения коррозионно-опасных факторов (типа водной среды, появления пластовой воды, температуры, значения PCO и др.). На первых участках трубопровода, которые приходятся в основном на шлейфы, происходит наибольшее падение температуры, приводящее к локальным TOL-коррозионным поражениям. На последующих участках трубопроводы представлены в основном ГСК, который транспортирует объединенную среду со сборного пункта (манифольда). Условия эксплуатации ГСК характеризуются BOL-коррозией, когда может происходить отделение и скопление коррозионно-агрессивной и минерализованной водной (водно-гликолевой) среды на нижней образующей трубы. К понижающим коррозионные риски ГСК факторам можно отнести низкую температуру и уменьшение PCO. С учетом этих факторов и ранжирования разветвленной трубопроводной системы ПДК следует организовать систему коррозионного мониторинга, а также подобрать оптимальные средства ПКЗ [21, 22], в том числе технологии, типы и дозировки применяемого ингибитора коррозии.
***
Как показывает опыт эксплуатации зарубежных объектов, грамотно и правильно организованная система ПКЗ позволяет эксплуатировать морские объекты, включая протяженные подводные трубопроводы, с ограничением (минимизацией) коррозионных рисков. Зарубежный подход реализован на ранжировании участков трубопроводов в зависимости от агрессивности среды и сравнительном анализе различных вариантов ПКЗ, которые на практике реализуются комплексно и предусматривают использование различных методов защиты от внутренней коррозии
с учетом всех возможных сценариев развития коррозионной ситуации в процессе долговременной эксплуатации ПДК. Со временем на морских объектах может происходить изменение (уменьшение или увеличение) основных коррозионно-опасных факторов: PCO температуры, типа воды (пластовая или конденсационная) и др.
Присутствие гликоля в жидкости может оказывать разное влияние на протекание коррозионных процессов в зависимости от концентрации МЭГ, типа коррозии (TOL и BOL). Присутствие МЭГ снижает коррозионную агрессивность водной среды и растворимость агрессивного СО2 для BOL-коррозионных сред. Определяющим фактором развития TOL-коррозии является наличие большого количества воды, которое приводит к росту локальных коррозионных поражений со скоростью до 1...3 мм/год. Для
испытаний TOL-коррозии нужно рассматривать содержание МЭГ в водном конденсате на стали, а не в испаряемой жидкости. При содержании МЭГ в воде от 75 % и выше происходит снижение агрессивности TOL-коррозии из-за увеличения концентрации МЭГ в сконденсировавшейся воде, что сильно уменьшает УКК и снижает опасность ее локализации.
Рациональными способами защиты ПДК от коррозии являются использование ингибиторов коррозии и обустройство системы ин-гибиторной защиты с учетом ранжирования агрессивности среды на разных участках трубопровода. Для организации оптимальной ПКЗ на действующем Киринском и проектируемом Южно-Киринском ГКМ следует учитывать имеющийся зарубежный опыт и обеспечить разработку комплекса решений с учетом вариабельности развития коррозионной ситуации во время длительной эксплуатации объектов ПДК.
Список литературы
1. Слугин П.П. Оптимальный метод борьбы с углекислотной коррозией трубопроводов на Бованенковском НГКМ / П.П. Слугин, А.В. Полянский // Наука и техника в газовой промышленности. - 2018. - № 2 (74). -
С. 104-109.
2. Корякин А.Ю. Опыт подбора ингибиторов коррозии для защиты от углекислотной коррозии объектов второго участка ачимовских отложений Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения / А.Ю. Корякин, Д.В. Дикамов, И.В. Колинченко и др. // Оборудование
и технологии для нефтегазового комплекса. -2018. - № 6. - С. 48-55.
3. Запевалов Д.Н. Оценка коррозионных условий и решений по защите морских объектов
от внутренней коррозии / Д.Н. Запевалов, Р.К. Вагапов, Р.А. Мельситдинова // Вести газовой науки. - М.: Газпром ВНИИГАЗ,
2018. - № 4 (36). - С. 79-86.
4. Вагапов Р.К. Коррозионная агрессивность различных эксплуатационных факторов на углеводородных месторождениях, содержащих диоксид углерода / Р.К. Вагапов, А.И. Федотова, Д.Н. Запевалов и др. // Вести газовой науки. - М.: Газпром ВНИИГАЗ,
2019. - № 2 (39). - С. 130-137.
5. Daniel Powell integrity management for piggable and non-piggable subsea pipelines // Corrosion NACE. - 2008. - Ст. № 51300-08135.
6. Запевалов Д.Н. Оценка фактора внутренней коррозии объектов добычи ПАО «Газпром» с повышенным содержанием углекислого газа / Д.Н. Запевалов, Р.К. Вагапов,
К.А. Ибатуллин // Наука и техника в газовой промышленности. - 2018. - № 3 (75). -С. 59-71.
7. Клыжко Д.В. Особенности эксплуатации Киринского ГКМ с применением моноэтиленгликоля в качестве ингибитора гидратообразования / Д.В. Клыжко,
Д.В. Кутовой, М.А. Погосов // Газовая промышленность. - 2019. - № 1 (782): спецвыпуск. - С. 22-28.
8. Петренко В.Е. Опыт разработки месторождения на шельфе Российской Федерации, оборудованного подводно-добычным комплексом / В.Е. Петренко, М.Ф. Нуриев, М.Б. Шевелев и др. // Газовая промышленность. - 2018. - № 11 (777). -С. 8-13.
9. Halvorsen A.M.K. The relationship between internal corrosion control method, scale control and MEG handling of a multiphase carbon steel pipeline carrying wet gas with CO2 and acetic acid / A.M.K. Halvorsen, T.R. Andersen,
E.N. Halvorsen, et al. // NACE Conference Corrosion. - 2007. - Ст. № 07313.
10. Hagerup O. Corrosion control
by pH stabilizer, materials and corrosion monitoring in 160 km multiphase offshore pipeline / O. Hagerup, S. Olsen // CORROSION 2003. - San Diego, California: NACE international, 2003. - Ст. № 03328.
11. Федотова А.И. Методический подход к выбору водных сред газовых месторождений в условиях присутствия СО2 для оценки их коррозионной агрессивности / А.И. Федотова, Р.К. Вагапов, Д.Н. Запевалов и др. // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. - 2018. -№ 4. - С. 59-65.
12. Gulbrandsen E. Why does glycol inhibit
CO2 corrosion / E. Gulbrandsen, J-H. Morard // CORROSION 98. - San Diego, California: NACE international, 1998. - Ст. № 221.
13. Zapevalov D. Aspects of protection against carbon dioxide corrosion of gas production facilities / D. Zapevalov, R. Vagapov // E3S Web of Conferences. - 2019. - Т. 121. - Ст. № 02013.
14. Вагапов Р.К. Исследование коррозии объектов инфраструктуры газодобычи
в присутствии CO2 аналитическими методами контроля / Р.К. Вагапов, Д.Н. Запевалов, К.А. Ибатуллин // Заводская лаборатория. Диагностика материалов. - 2020. - № 10 (86). -С. 23-30.
15. Вагапов Р.К. Возможности использования и выбор технологии ингибиторной защиты от коррозии объектов добычи газа, характеризующихся присутствием агрессивного диоксида углерода / Р.К. Вагапов, Д.Н. Запевалов // Наука и техника в газовой промышленности. - 2020. - № 1 (81). -
С. 72-79.
16. Вагапов Р.К. Оценка коррозионной стойкости материалов в условиях конденсации влаги
и наличия диоксида углерода / Р.К. Вагапов, Д.Н. Запевалов, К.А. Ибатуллин // Вопросы материаловедения. - 2020. - № 1 (101). -С. 163-175.
17. Guo S. Effect of monoethylene glycol on sweet top of line corrosion / S. Guo, F. Farelas, M. Singer // CORROSION 2016. - San Diego, California: NACE international, 2016. - Ст. № 7891.
18. Wilhelmsen А. Ormen Lange-1: Extreme subsea conditions drive concept development / A. Wilhelmsen, H. Meisingset,
S. Moxnes, et al. // Oil & Gas Journal. - 2005. -Т. 103. - № 45. - С. 62-67.
19. Запевалов Д.Н. Анализ использования УЗ-методов контроля в рамках коррозионного мониторинга за внутренней коррозией
на объектах добычи газа в присутствии диоксида углерода / Д.Н. Запевалов, Р.К. Вагапов // Контроль. Диагностика. -2020. - Т. 23. - № 3. - С. 34-39.
20. Piccardino J.R. Internal inspection
of wet gas lines subject to top of the line corrosion / J.R. Piccardino, M. Stuvik, Y. Gunaltun, et al. // CORROSION 2004. - San Diego, California: NACE international, 2004. -Ст. № 04354.
21. Велиюлин И.И. О коррозии трубопроводов / И.И. Велиюлин,
Р. А. Кантюков, Н.М. Якупов и др. // Наука и техника в газовой промышленности. - 2015. -№ 1 (61). - С. 45-50.
22. Велиюлин И.И. Модели коррозионного износа / И.И. Велиюлин, Р.А. Кантюков, Н.М. Якупов и др. // Наука и техника в газовой промышленности. - 2015. - № 1 (61). -
С. 57-67.
On patterns of internal corrosion processes and rust protection at marine facilities affected by increased amounts of CO2
R.K Vagapov1*, D.N. Zapevalov1, K.A. Ibatullin1
1 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninskiy district, Moscow Region, 142717, Russian Federation * E-mail: [email protected]
Abstract. Products at a number of working and prospective offshore hydrocarbon sites both in Russia and abroad are known for increased content of corrosive C02. This article reveals few foreign anticorrosive techniques applied to protect infrastructure of subsea pipelines subject to attak of increased CO2 amounts. Analysis shows that at Norwegian offshore fields the following means are used: pH-buffering of a medium, inhibitory rust protection, arrangement of conditions to exclude moisture condensation in recovered and transported products, allowance of corrosion risks by designing steel structures with a tolerance for inner corrosion.
The most aggressive and dangerous corrosion occurs due to moisture condensation, which manifests itself at first sectors of a pipeline when there is temperature gradient and gas rapidly cools down. Tests show that the rate of carbon dioxide attack can reach few millimeters per year. Authors suggest a method for ranking sectors of a subsea pipeline according to severity of corrosion. Presence of the glycol is able to reduce corrosion within a water medium, but in case of moisture condensation corrosion is suppressed not due to glycol concentration in an evaporated liquid,
but thanks to its concentration in a liquid condensing over a steel surface. According to test results, authors state that
such glycol saturation of condensing water (bringing either reduction, or elimination of corrosion) will be detected
if concentration of glycol in an evaporated aqueous glycol solution runs up to 75 % and more.
Keywords: carbon dioxide corrosion, offshore object, corrosion rate, inhibitory protection, local corrosion.
References
1. SLUGIN, P.P., A.V. POLYANSKIY. Optimal method for prevention of carbon dioxide attack on pipelines at Bovanenkovo oil-gas-condensate field [Optimalnyy metod borby s uglekislotnoy korroziyey truboprovodov na Bovanenkovskom NGKM]. Nauka i Tekhnika v Gazovoy Promyshlennosti, 2018, no. 2(74), pp. 104-109. ISSN 2070-6820. (Russ.).
2. KORYAKIN, A.Yu., D.V. DIKAMOV, I.V. KOLINCHENKO, et al. Practice of selection of anticorrosive agents aimed at prevention of carbon dioxide attack on facilities at the 2nd Ahim deposits site at Urengoy oil-gas-condensate field [Opyt podbora ingibitorov korrozii dlya zashchity ot uglekislotnoy korrozii obyektov vtorogo uchstka achimovskokh otlozheniy Urengoyskogo neftegazokondensatnogo mestorozhdeniya]. Oborudovaniye i Tekhnologii dlya Neftegazovogo Kompleksa, 2018, no. 6, pp. 48-55. ISSN 1999-6934. (Russ.).
3. ZAPEVALOV, D.N., R.K. VAGAPOV, R.A. MELSITDINOVA. Assessing corrosion environment and internal corrosion remedies for offshore objects [Otsenka korrozionnykh usloviy i resheniy po zashchite morskikh obyektov ot vnutrenney korrozii]. VestiGazovoyNauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2018, no. 4 (36): Modern approach and promising technologies within the projects for development of oil-and-gas fields at Russian continental shelf, pp. 79-86. ISSN 2306-9849. (Russ.).
4. VAGAPOV, R.K., A.I. FEDOTOVA, D.N. ZAPEVALOV, et al. Corrosion aggressiveness of various operational factors in hydrocarbon deposits containing carbon dioxide. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2019, no. 2 (39): Modern approach and promising technologies within the projects for development of oil-and-gas fields at Russian continental shelf, pp. 130-137. ISSN 2306-8949. (Russ.).
5. Daniel Powell integrity management for piggable and non-piggable subsea pipelines. In: Corrosion NACE, 2008, no. 51300-08135.
6. ZAPEVALOV, D.N., R.K. VAGAPOV, K.A. IBATULLIN. Assessment of an internal corrosion factor in respect of Gazprom's production facilities with elevated concentration of CO2 [Otsenka faktora vnutrenney korrozii obyektov dobychi PAO "Gazprom" s povyshennym soderzhaniyem uglekislogo gaza]. Nauka i Tekhnika v Gazovoy Promyshlennosti, 2018, no. 3(75), pp. 59-71. ISSN 2070-6820. (Russ.).
7. KLYZHKO, D.V., D.V. KUTOVOY, M.A. POGOSOV. Specific features of Kirin gas-condensate field operation using mono-ethylene glycol as an inhibitor of hydrating [Osobennosti ekspluatatsii Kirinskogo GKM s primeneniyem monoetilenglikolya v kachestve ingibitora gidratoobrazovaniya]. Gazovaya Promyshlennost, 2019, no. 1 (782): special is., pp. 22-28. ISSN 0016-5581. (Russ.).
8. PETRENKO, V. Ye., M.F. NURIYEV, M.B. SHEVELEV, et al. Experience in development of Russian offshore field equipped with a subsea production complex [Opyt razrabotki mestorozhdeniya na shelfe Rossiyskoy Federatsii, oborudovannogo podvodno-dobychnym kompleksom]. Gazovaya Promyshlennost, 2018, no. 111 (777), pp. 8-13. ISSN 0016-5581. (Russ.).
9. HALVORSEN, A.M.K., T.R. ANDERSEN, E.N. HALVORSEN, et al. The relationship between internal corrosion control method, scale control and MEG handling of a multiphase carbon steel pipeline carrying wet gas with CO2 and acetic acid. In: NACE Conference Corrosion, 2007, no. 07313.
10. HAGERUP, O., S. OLSEN. Corrosion control by pH stabilizer, materials and corrosion monitoring in 160 km multiphase offshore pipeline. In: CORROSION 2003. San Diego, California: NACE international, 2003, no. 03328.
11. FEDOTOVA, A.I., R.K. VAGAPOV, D.N. ZAPEVALOV, et al. Methodologic approach to selection of aqueous media at gas fields in CO2 presence in order to estimate their corrosive power [Metodicheskiy podkhod k vybory vodnykh sred gazovykh mestorozhdeniy v usloviyakh prisutstviya C02 dlya otsenki ikh korrozionnoy agressivnosti]. Zashchita Okruzhayushchey Sredy v Neftegazovom Komplekse, 2018, no. 4, pp. 59-65. ISSN 2411-7013. (Russ.).
12. GULBRANDSEN, E., J-H. MORARD. Why does glycol inhibit CO2 corrosion. In: CORROSION 98. San Diego, California: NACE international, 1998, no. 221.
13. ZAPEVALOV, D., R. VAGAPOV. Aspects of protection against carbon dioxide corrosion of gas production facilities. E3S Web of Conferences, 2019, vol. 121, no. 02013. ISSN 2267-1242.
14. VAGAPOV, R.K., D.N. ZAPEVALOV, K.A. IBATULLIN Study of corrosion of gas production infrastructure objects in the presence of CO2 by the methods of analytical control [Issledovaniye korrozii obyektov infrastruktury gazodobychi v prisutstvii CO2 analiticheskimi metodami kontrolya]. Zavodskaya Laboratoriya. DiagnostikaMaterialov, 2020, no. 10(86), pp. 23-30. ISSN 1028-6861. (Russ.).
15. VAGAPOV, R.K., D.N. ZAPEVALOV. Availability and selection of technologies for anticorrosive inhibitory protection of gas production facilities being in presence of aggressive CO2 [Vozmozhnosti ispolzovaniya i vybor tekhnologii ingibitornoy zashchity ot korrozii obyektov dobychi gaza, kharakterizuyushchikhsya prisutstviyem
agressivnogo dioksida ugleroda]. Nauka i Tekhnika v Gazovoy Promyshlennosti, 2020, no. 1(81), pp. 72-79. ISSN 2070-6820. (Russ.).
16. VAGAPOV, R.K., D.N. ZAPEVALOV, K.A. IBATULLIN. Assessment of corrosion resistivity of materials in conditions of moisture condensation and presence of CO2 [Otsenka korrosionnoy stoykosti materialov v usloviyakh kondensatsii vlagi i nalichiya dioksida ugleraoda]. VoprosyMaterialovedeniya, 2020, no. 1(101), pp. 163-175. ISSN 1994-6716. (Russ.).
17. GUO, S., F. FARELAS, M. SINGER. Effect of monoethylene glycol on sweet top of line corrosion. In: CORROSION 2016. San Diego, California: NACE international, 2016, no. 7891.
18. WILHELMSEN, A., H. MEISINGSET, S. MOXNES, et al. Ormen Lange-1: Extreme subsea conditions drive concept development. Oil & Gas Journal, 2005, vol. 103, no. 45, pp. 62-67. ISSN 0030-1388.
19. ZAPEVALOV, D.N., R.K. VAGAPOV. Analysis of supersonic control application within the scope of internal corrosion monitoring at gas production facilities being in presence of CO2 [Analiz ispolzovaniya UZ-metodov kontrolya v ramkakh korrozionnogo monitoringa za vnutrenney korroziyey na obyektakh dobychi gaza v prisutstvii dioksida ugleroda]. Kontrol. Diagnostika, 2020, vol., 23, no. 3, pp. 34-39. ISSN 0201-7032. (Russ.).
20. PICCARDINO, J.R., M. STUVIK, Y. GUNALTUN, et al. Internal inspection of wet gas lines subject to top of the line corrosion. In: CORROSION 2004. San Diego, California: NACE international, 2004, no. 04354.
21. VELIYULIN, I.I., R.A. KANTYUKOV, N.M. YAKUPOV, et al. About corrosion of pipelines [O korrozii Truboprovodov]. Nauka i Tekhnika v Gazovoy Promyshlennosti, 2015, no. 1(61), pp. 45-50. ISSN 2070-6820. (Russ.).
22. VELIYULIN, I.I., R.A. KANTYUKOV, N.M. YAKUPOV, et al. Corrosive wear models [Modeli Korrozionnogo Iznosa]. Nauka i Tekhnika v Gazovoy Promyshlennosti, 2015, no. 1(61), pp. 57-67. ISSN 2070-6820. (Russ.).
