ВИВЧЕННЯ ТОЧКОВОЇ КОРОЗІЇ В ПЛАСТОВІЙ ВОДІ НАФТОВОГО РОДОВИЩА ІРАКУ
Ключові слова:
вольтамперограма, низьколеговані сталі, корозія, пітінг, температура, хлориди, співвідношення агресивних газів, математична модельАнотація
Вивчено вплив різних гірничо-геологічних факторів нафтового родовища Іраку на перебіг точкової корозії в зразках низьколегованої сталі. Показано, що співвідношення розчинених кислих газів CO2 і H2S поряд з такими факторами як температура і вміст хлоридів, також впливає на розвиток і перебіг даного процесу. Отримані вольтамперограми зразка низьколегованої сталі К55 в модельованих складах пластових вод при різних температурах і співвідношеннях агресивних газів CO2 та H2S. Встановлено, що при наявності сірководню в пластовій воді потенціал вільної корозії зміщується в катодну область. Вуглекислий газ активує протікання загальної і пітінгової корозії. Проведено активний експеримент по вивченню глибини пітінгу для вибраного зразка сталі і отримано рівняння регресії другого порядку залежності глибини точкової корозії від обраних факторів впливу. Методами математичної статистики виконаний аналіз математичної моделі в програмі Statgrafic, побудовані ізоконтури впливу для різних пар факторів на глибину пітінгової корозії. Аналіз отриманої моделі говорить про перевагу фактору, який відображає вплив співвідношення агресивних газів СО2/ H2S на розвиток локальної корозії. Показано, що існують певні області з максимальними значеннями показника глибини пітінгової корозії Vр = 91м-6,що дорівнює співвідношенню СО2/ H2S близько 17,2.Посилання
S.N. Smith. Discussion of the history and relevance of the CO2-H2S ratio. CORROSION, paper no. 65, (Houston, TX : NACE International, 2011).
B.M. Kermani and A. Morshed. Carbon dioxide corrosion in oil and gas production: A compendium. Corrosion, 59, 08 (2003): p. 659-683.
J.J.Moloney, W.Y.Mok, and C.G.Gamble. Compatible corrosion and kinetic hydrate inhibitors for wet sour gas transmission lines. CORROSION, paper no. 350, (Atlanta, GA:NACE International, 2009).
A.Neamah, D.Donsky, S.Nesterenko. Vyvchennya vplyvu SO2 i H2S i temperatury plastovoyi vody naftovoho rodovyshcha na rozvytok pitinhovoyi koroziyi / Municipal economy of cities Becketova.2019.Iss.3 (149).P.58-68.
Konstruktsionnyye metallicheskiye materialy v khimicheskom i neftegazovom mashinostroyenii [Text]: textbook. allowance / L. L. Tovazhnyansky [et al.]; NTU "KhPI". - Kharkov: Pidruchnik NTU “KhPI”, 2012. - 212 p.
E. van Hunnik, B. Pots, E. Hedriksen. The Formation of Protective FeCO3 Corrosion Product Layers in CO2 Corrosion. CORROSION 1996, paper 6 (Houston, TX: NACE, 1996).
NACE TG 305 Proposed Standard Practice .Wet Gas Internal Corrosion Direct Assessment Methodology for Pipelines. Draft 5, August 27, 2010.
P. Taylor. The stereochemistry of iron sulfides- a structural rationale for the crystallization of some metastable phases from aqueous solution. American Mineralogist.- Vol. 65, pp.1026-1030, 1980.
S. N. Smith. Current Understanding of Corrosion Mechanisms Due to H2S in Oil and gas Production Environments. CORROSION, 2015, paper 5485, (Houston, TX: NACE, 2015).
S. N. Smith, M. Joosten. Corrosion of Carbon Steel by H2S in CO2 Containing Oilfield Environments – 10 years Update. CORROSION, 2015, paper 5484, (Houston, TX: NACE, 2015).
A. Dugstad. Mechanism of Protective Film Formation During CO2 Corrosion of Carbon Steel. CORROSION, 1998, paper 31 (Houston, TX: NACE, 1998).
L. Morfeo, E.M. da Costa, J.Oliveiro Andrade et al. Effect of Calcium Carbonate on Low Carbon Steel Corrosion Behavior in Saline CO2 High Pressure Environments. Applied Surface Science, 359 (2015): p. 143–152.
S. N. Esmaeely, Y.Choi, D. Young, S. Nesic. Effect of Calcium on the Formation and Protectiveness of Iron Carbonate Layer in CO2 Corrosion. Materials Performance Journal, May 2014, p. 54-59.
L. Smith, B. Craig. Corrosion Mechanisms and Material Performance in Environment Containing Hydrogen Sulfide and Elemental Sulfur. SACNUC Workshop 22nd and 23"' October, 2008, Brussels.
S. N. Esmaeely, Y. Choi, D. Young, S. Nesic. Effect of Calcium on the Formation and Protectiveness of Iron Carbonate Layer in CO2 Corrosion. Corrosion Journal, 69, No. 9, p. 912.
A. K. Dunlop, H. L. Hassell, P. R. Rhodes. Fundamental Considerations in. Sweet Well Corrosion. CORROSION, 1983, paper 46, (Houston, TX: NACE, 1983).
R. Nyborg. Guidelines for prediction of CO2 corrosion in oil and gas production systems. IFE/KR/E-2009/003, 01.Sep.2009.
S. N. Smith. Discussion of the History and Relevance of the CO2/H2S Ratio. CORROSION, 2011, paper 11065, (Houston, TX: NACE, 2011).
S. N. Smith, M. Joosten. Corrosion of Carbon Steel by H2S in CO2 Containing Oilfield Environment. CORROSION, 2006, paper 06115, (Houston, TX: NACE, 2006).
S. Smith, B. Brown, W. Sun. Corrosion at Higher H2S. Concentrations and Moderate Temperatures. CORROSION, 2011, paper 11081, (Houston, TX: NACE, 2011).
S. N. Smith, J. L. Pacheco. Prediction of Corrosion in Slightly Sour Environments. CORROSION, 2002, paper 02241 (Houston, TX: NACE, 2002).
A. Dugstad. Mechanism of protective film formation during CO2 corrosion of carbon steel. CORROSION, 1998, paper 31, (Houston, TX: NACE, 1998).
Biletsky V.S, Smirnov V.O. Modelyuvannya protsesiv pererobky korysnykh kopalyn: (Monograph) - Donetsk: East Publishing House, 2013.- 304 p.
