Doctor of Sciences (Physics and Mathematics), Professor, professor of Chair “Nanotechnologies, Materials Science and Mechanics”
доктор физико-математических наук, профессор, профессор кафедры «Нанотехнологии, материаловедение и механика»
PhD (Engineering), leading engineer
кандидат технических наук, ведущий инженер
leading engineer
ведущий инженер
leading engineer
ведущий инженер
Carbon dioxide corrosion is one of the most common reasons for the failure of oil-production equipment. This issue is very urgent for the Russian Federation where the carbon dioxide content is high in the oilfield medium of the most production fields. The paper deals with the obtaining of information on the basic issues of development of tube steels resistant to the carbon dioxide corrosion: the type and the level of alloying of steels reducing carbon dioxide corrosion lower than 0.2 mm per year; the influence of high content of corrosive H2S and Cl- components in the carbon dioxide medium on the mechanism and kinetics of corrosion failure. To get this information, the authors carried out pilot tests maximally proximal to operating conditions. Oil-well tubing was tested on seven working wells with intermittent monitoring of pipe condition. The authors carried out field tests of oil-and-gas tubing on testing field of Priobskoye production field consisting of operating oil-pipeline, parallel with which a bypass line made of pipes of experimental steels was mounted. The production fields and wells where the oilfield media have high CO2 content and the intensive carbon dioxide corrosion is manifested were used for the tests. In most cases, they are the production fields where the carbon dioxide medium is additionally saturated with the corrosive H2S and Сl- components. The authors divided steels under the study in two groups: steels with high chromium content (≈4.6 %) forming the passivating film when in operation and low-alloyed tube steels (Cr≤0.6 %). The tests show that: - high-chromium 15H5MFBCh steel is resistant to carbon dioxide corrosion even in carbon dioxide media with high H2S and Cl- content; - the high chlorine content in oilfield media intensifies corrosion failure and promotes the transition to more aggressive forms of local corrosion in low-alloyed tube steels; - according to the increase of resistance to carbon dioxide corrosion, the steels under the study can be arranged in the following sequence: 09G2Sà13HFAà08HMFAà15H5MFBCh.
Углекислотная коррозия является одной из наиболее распространенных причин разрушения нефтедобывающего оборудования. Этот вопрос особенно актуален для Российской Федерации, где содержание углекислого газа в нефтепромысловой среде большинства месторождений высокое. Работа посвящена получению информации по базовым вопросам разработки трубных сталей, стойких к углекислотной коррозии: вид и уровень легированности сталей, снижающих стойкость углекислотной коррозии ниже 0,2 мм/год; влияние высокого содержания в углекислотной среде коррозионно-активных компонентов H2S и Cl- на механизм и кинетику коррозионного разрушения. Для получения этой информации проведены опытные промысловые испытания, максимально приближенные к условиям эксплуатации. Насосно-компрессорные трубы испытывали на семи действующих скважинах, проводя периодический мониторинг состояния труб. Промысловые испытания нефтегазопроводных труб проводили на испытательном полигоне Приобского месторождения, состоящего из действующего нефтепровода, параллельно которому смонтировали байпасную линию, составленную из труб исследуемых сталей. Для испытаний использовали месторождения и скважины, в которых нефтепромысловые среды имеют высокое содержание CO2 и проявляется интенсивная углекислотная коррозия. В большинстве случаев это месторождения, в которых углекислая среда дополнительно насыщена коррозионно-агрессивными компонентами H2S и Сl-. Исследуемые стали разделили на две группы: стали с высоким содержанием хрома (≈4,6 %), образующие при эксплуатации пассивирующую пленку, и низколегированные трубные стали (Cr≤0,6 %). Показано, что: - высокохромистая сталь 15Х5МФБЧ является стойкой к углекислотной коррозии даже в углекислых средах с высоким содержанием H2S и Cl-; - в низколегированных трубных сталях высокое содержание хлора в нефтепромысловых средах интенсифицирует коррозионное разрушение и способствует переходу к более агрессивным формам локальной коррозии; - по мере увеличения стойкости к углекислотной коррозии исследуемые стали располагаются в следующей последовательности: 09Г2Сà13ХФАà08ХМФАà15Х5МФБЧ.