Russian MetallurgyRussian MetallurgyМеталлы0869-57333034-5391The Russian Academy of Sciences69762310.31857/S0869573325054351ArticlesСтатьиResearch ArticleASPECTS OF CARBON DIOXIDE CORROSION IN MODERN PIPE STEELSОСОБЕННОСТИ УГЛЕКИСЛОТНОЙ КОРРОЗИИ СОВРЕМЕННЫХ ТРУБНЫХ СТАЛЕЙPyshmintsevI. YuПышминцевИ. Юemail@example.comVavilovaO. VВавиловаО. Вemail@example.comMansurovaE. RМансуроваЕ. Рe.mansurova@tmk-group.comMaltsevaA. NМальцеваА. Нemail@example.comTMK Research LLCООО «Исследовательский Центр ТМК» (ООО «НЦ ТМК»)150920255NO5 (2025)№5 (2025)435104122025Copyright ©; 2025, Russian Academy of SciencesCopyright ©; 2025, Российская академия наук2025Russian Academy of SciencesРоссийская академия наукhttps://snv63.ru/0869-5733/article/view/697623

This study investigates the corrosion behavior of pipe steels with chromium content up to 17% in CO2-containing environments. Weight loss method was used to evaluate the key factors influencing corrosion processes, including temperature (up to 150 °C), CO2 partial pressure (up to 170 atm), chloride-ion concentration (up to 240 g/L), solution pH (3.5–7.5), and H2S partial pressure (up to 0.5 atm). Results indicate that steels containing less than 1% Cr cannot provide required corrosion resistance. Increasing chromium content to 3–5% has a negligible effect on corrosion rates under these conditions, whereas steels with 13% Cr or higher demonstrate significantly improved resistance, even under highly aggressive conditions. This enhanced performance correlates with changes in the composition and protective properties of surface corrosion product layers. The findings establish application limits for steels with varying chromium content in CO2 environments and provide a foundation for material selection guidelines in extreme operating conditions.

Рассмотрены особенности коррозии трубных сталей, содержащих до 17% Cr, в средах, осложненных присутствием углекислого газа. Гравиметрическим методом исследованы основные факторы, влияющие на механизм коррозионных процессов, такие как pH среды (от 3,5 до 7,5), температура (до 150 °C), парциальное давление CO2 (до 17 МПа (170 атм)) и H2S (до 50 кПа (0,5 атм)), количество хлорид-ионов (до 240 г/л). По результатам исследования стали с содержанием хрома <1% не обеспечивают необходимую коррозионную стойкость, влияние увеличения содержания хрома до 3–5% на скорость коррозии в этих условиях слабое, в то время как стали, содержащие 13% Cr и выше, демонстрируют повышенную устойчивость даже в условиях высокой агрессивности среды. Это соответствует изменению состава и характеристик слоев продуктов коррозии на поверхности изделий. Полученные результаты исследований позволяют определить порог применимости материалов, содержащих разное количество хрома, в углекислых средах и могут стать основой для разработки схемы выбора материалов для осложненных условий эксплуатации.

CO2-corrosioncorrosion rateweight loss methodcorrosion-resistant steelsnon-alloy steelsуглекислотная коррозияскорость коррозиигравиметрический методкоррозионно-стойкие сталинелегированные сталиПрыгаев, А.К. Анализ отказов промысловых трубопроводов и разработка метода защиты от коррозии / А.К. Прыгаев, Ю.С. Дубинов, М.С. Танасенко // Территория Нефтегаз. 2024. Т.3–4.Щепинов, Д.Н. Анализ причин возникновения отказов газотранспортных систем / Д.Н. Щепинов, А.Е. Пятаев, В.М. Кушнаренко, Ю.А. Чирков // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. Т.3. №105.Пышминцев, И.Ю. Исследование коррозионной стойкости металла нефтегазопроводных труб с использованием электрохимических методов / И.Ю. Пышминцев, О.В. Вавилова, Е.Р. Мансурова, А.Н. Мальцева, С.А. Коробер // Металлург. 2023. №2. –Пумпянский, Д.А. Основы металловедения и технологии производства труб из коррозионно-стойких сталей / Д.А. Пумпянский, И.Ю. Пышминцев, А.В. Выдрин, В.И. Кузнецов, Красиков А.В. – М. : Металлургиздат, 2023. 682Царьков, А.Ю. Исследование защитного действия ингибиторов углекислотной коррозии в динамических условиях / А.Ю. Царьков, В.Ю. Роднова, О.А. Нечаева // Экспозиция Нефть Газ. 2021. Т.4. №83.Пышминцев, И.Ю. Влияние содержания хрома в стали на коррозионную стойкость в углекислых средах / И.Ю. Пышминцев, А.Н. Мальцева, О.В. Вавилова, Т.М. Жучкова, С.И. Котов // Металлург. 2024. №12. C.7–15. –Lin, B. A study on the initiation of pitting corrosion in carbon steel in chloride-containing media using scanning electrochemical probes / B. Lin, R. Hu, C. Ye, Y. Li, C. Lin // Electrochim. Acta. 2010. V.55. №22. P.6542–6545.Sun, J. Effect of Cr сontent on the electrochemical behavior of low-chromium X65 steel in CO2 environment / J. Sun, C. Sun, Y. Wang // Int. J. Electrochem. Sci. 2016. V.11. №10. P.8599–8611.Вагапов, Р.К. Агрессивные факторы эксплуатационных условий, вызывающие коррозию на объектах добычи газа в присутствии диоксида углерода / Р.К. Вагапов, Д.Н. Запевалов // Практика противокоррозионной защиты. 2020. Т.25. №4.Пышминцев, И.Ю. Влияние сероводорода на углекислотную коррозию трубной стали / И.Ю. Пышминцев, А.Н. Мальцева, О.В. Вавилова, Е.Р. Мансурова, М.Ю. Павличев // Металлург. 2022. №9. C.78–83. –Choi, Y. Corrosion behavior of carbon steel in supercritical CO2-water environments / Y. Choi, S. Nesic // NACE – Int. Corros. Conf. Ser. 2009. №09256.de Waard, C. Predictive model for CO2 corrosion engineering in wet natural gas pipelines / C. de Waard, U. Lotz, D.E. Milliams // Corrosion. 1991. V.47. №12. P.977–985.Nesic, S. Key issues related to modelling of internal corrosion of oil and gas pipelines – A review / S. Nesic // Corros. Sci. 2007. V.49. №12. P.4308–4338.Kahyarian, A. Electrochemistry of CO2 corrosion of mild steel: Effect of CO2 on iron dissolution reaction / A. Kahyarian, B. Brown, S. Nesic // Corros. Sci. 2017. V.129. P.146–151.Sun, Y. A parametric study and modeling on localized CO2 corrosion in horizontal wet gas flow / Y. Sun, S. Nesic // Corrosion. 2004. №04380. P.1–24.Bai, H. Effect of CO2 partial pressure on the corrosion behavior of J55 carbon steel in 30% crude oil/brine mixture / H. Bai, Y. Wang, Y. Ma, Q. Zhang, N. Zhang // Materials (Basel). 2018. V.11. №9. Art.1765.Farelas, F. Corrosion behavior of deep water oil production tubing material under supercritical CO2 environment. Pt.2. Effect of crude oil and flow / F. Farelas, Y.S. Choi, S. Nesic, A. Magalhães, C. de Azevedo Andrade // Corrosion. 2014. V.70. №1. P.38–47.Young, D. Construction and verification of pourbaix diagrams for CO2 corrosion of mild steel valid up to 250 °C / D. Young, B.N. Brown // NACE – Int. Corros. Conf. Ser. 2012.Schlegel, M.L. Anodic activation of iron corrosion in clay media under water-saturated conditions at 90 °C : Characterization of the corrosion interface / M.L. Schlegel, C. Bataillon, C. Blanc, D. Prêt, E. Foy // Environ. Sci. Technol. 2010. V.44. №4. P.1503–1508.Nesic, S. CO2 corrosion of carbon steel – From mechanistic to empirical modelling / S. Nesic, J. Postlethwaite, M. Vrhovac // Corros. Rev. 1997. V.15. №1–2. P.211–240.Schmitt, G. Fundamental aspects of CO2 metal loss corrosion. Pt.II. Influence of different parameters on CO2 corrosion mechanism / G. Schmitt, M. Hörstemeier // NACE – Int. Corros. Conf. Ser. 2006. №06112.Dugstad, А. The Importance of FeCO3 supersaturation on the CO2 corrosion of carbon steels corrosion / А. Dugstad // Corrosion. 1992. №14.Zeng, Z. Effect of salt concentration on the corrosion behavior of carbon steel in CO2 environment / Z. Zeng, R.S. Lillard, H. Cong // Corrosion. 2016. V.72. №6. P.805–823.Sani, F. M. An experimental investigation on the effect of salt concentration on uniform CO2 corrosion / F.M. Sani, B. Brown, Z. Belarbi, S. Nesic // NACE – Int. Corros. Conf. Ser. 2019. №13026.Shoesmith, D.W. The formation of ferrous monosulfide polymorphs during the corrosion of iron by aqueous hydrogen sulfide at 21 °C / D.W. Shoesmith, P. Taylor, M.G. Bailey, D.G. Owen // J. Electrochem. Soc. 1980. V.127. №5. P.1007–1015.Wikjord, A.G. Corrosion and deposition during the exposure of carbon steel to hydrogen sulphide-water solutions / A.G. Wikjord, T.E. Rummery, F.E. Doern, D.G. Owen // Corros. Sci. 1980. V.20. №5. P.651–671.Yin, Z.F. Corrosion behavior of SM 80SS tube steel in stimulant solution containing H2S and CO2 / Z.F. Yin, W.Z. Zhao, Z.Q. Bai, Y.R. Feng, W.J. Zhou // Electrochim. Acta. 2008. V.53. №10. P.3690–3700.