Corrosion experiments in closed H2O-CO2 system, the problem of physicochemical stability

• Autorzy: Banaś J. , Mazurkiewicz B , Solarski W. , Bisztyga M. , Lelek-Borkowska U. , Polakiewicz B. , Wawer K. , Kosieniak E. , Rozinoer A.

Identyfikatory

DOI

10.15199/40.2015.11.5

Warianty tytułu

PL

Badania korozyjne w zamkniętym systemie H2O-CO 2, problem stabilności parametrów fizykochemicznych

• Języki publikacji: EN

Abstrakty

EN

Corrosion problems of carbon steel and low alloyed steel in H2O-CO2-H2S system and explanation of its mechanism and kinetics is an important issue in oil and gas industry. The majority of corrosion and electrochemical tests in above mentioned media is conducted in autoclaves under elevated pressure. The corrosion process in such closed system leads to increased concentrations of soluble corrosion products, which is followed by the change of the conductivity and the acidity of the corrosive medium. This paper concerns effect of changes in physical-chemical properties (pH, conductivity, redox potential) in a closed H2O-CO2 and H2O-CO2-H2S system on the electrochemical properties and corrosion of iron.

PL

Korozja stali węglowej i stali niskostopowych w zamkniętym systemie H2O-CO2-H2S oraz zrozumienie jej mechanizmu i kinetyki są bardzo ważnymi zagadnieniami zarówno w przemyśle gazowym, jak i naftowym. Większość badań obejmujących te zagadnienia przeprowadza się w autoklawach w podwyższonym ciśnieniu. Procesy korozyjne zachodzące w takich zamkniętych systemach prowadzą do wzrostu stężenia rozpuszczalnych produktów korozji, co z kolei powoduje zmiany przewodnictwa i pH medium korozyjnego. Niniejsza praca obejmuje wpływ zmian fizykochemicznych właściwości (pH, przewodnictwo, potencjał redoksowy) w zamkniętym systemie H2O-CO2 i H2O-CO2-H2S na właściwościości elektrochemiczne i korozję żelaza.

Słowa kluczowe

EN

iron; carbon dioxide; carbonic acid corrosion

PL

żelazo; dwutlenek węgla; korozja; kwas węglowy

• Wydawca: Wydawnictwo SIGMA-NOT
• Czasopismo: Ochrona przed Korozją
• Rocznik: 2015
• Tom: nr 11
• Strony: 388--391
• Opis fizyczny: Bibliogr. 17 poz., rys., tab., wykr.

Twórcy

autor

Banaś J.

• AGH-University of Science and Technology, Faculty of Foundry Engineering, Krakow, Poland

autor

Mazurkiewicz B

• AGH-University of Science and Technology, Faculty of Foundry Engineering, Krakow, Poland

autor

Solarski W.

• AGH-University of Science and Technology, Faculty of Foundry Engineering, Krakow, Poland

autor

Bisztyga M.

• AGH-University of Science and Technology, Faculty of Foundry Engineering, Krakow, Poland

autor

Lelek-Borkowska U.

• AGH-University of Science and Technology, Faculty of Foundry Engineering, Krakow, Poland

autor

Polakiewicz B.

• AGH-University of Science and Technology, Faculty of Foundry Engineering, Krakow, Poland

autor

Wawer K.

• Warsaw Institute of Aviation

autor

Kosieniak E.

• General Electric Oil&Gas, Poland

autor

Rozinoer A.

• General Electric Oil&Gas, Thermodyn SaS, France

Bibliografia

• 1. A. Dugstad, L. Lunde, S. Nesič, Control of internal corrosion in multiphase oil and gas pipelines, paper of Prevetion of Pipeline Corrosion Conference, Houston Texas 1994.
• 2. R. Nyborg: Overview of CO2 Corrosion Models for Wells and Pipelines. Corrosion NACE, Paper No. 02233, 2002.
• 3. S. Papavinasam, Corrosion Control in the Oil and Gas Industry, Elsevier Co. 2014.
• 4. A. Dugstad, Fundamental Aspects of CO2 Metal Loss Corrosion Part I: Mechanism, Corrosion NACE, Paper Nr 06111, 2006.
• 5. A. Brown, K.-L. Lee, S. Nesič, Corrosion in multiphase flow containing small amounts of H2S, Corrosion NACE, Paper 03341, 2003.
• 6. J. Banaś, U. Lelek-Borkowska, B. Mazurkiewicz, W. Solarski, Electrochimica Acta 52 (2007) 5704–5714.
• 7. F.H. Karman, J. Teledgi, G. Patzay, Proceedings of the 6th Asian Geothermal Symposium on Mutual Challenges in High- and Low-Temperature Geothermal Resource Fields, October 26–29, 2004, p. 71.
• 8. N. Mundhenk, P. Huttenloch, B. Sanjuan, T. Kohl, H. Steger, R. Zorn, Corrosion Science 70 (2013) 17–28.
• 9. Kun-Lin J. Lee and S. Nesič, The Effect of Trace Amount of H2S on CO2 Corrosion Investigated by Using the EIS technique, Corrosion NACE, Paper No. 05630, 2005.
• 10. F. Farelas, M. Galicia, B. Brown, S. Nesič, H. Castaneda, Corrosion Science 52 (2010) 509–517.
• 11. H. Ma, X. Cheng, G. Lib, Sh. Chen, Zh. Quan, Sh. Zhao, L. Niu, Corrosion Science 42 (2000) 1669-1683.
• 12. J.K. Heuer, J.F. Stubbins, Corrosion Science 41 (1999) 1231-1243.
• 13. S. Nesič, J. Postlethwaite, S. Olsen, Corrosion, 52, (1996) 4, 280-294 (1996).
• 14. Yoon-Seok Choi, S. Nesič, International Journal of Greenhouse Gas Control 5 (2011) 788–797.
• 15. C.M. Bethke, Sh. Yeakel The Geochemist’s Workbench®. Release 8.0 Hydrogeology Program University of Illinois, 2009.
• 16. M. Stern and A.L. Geary, J. of the Electrochemical Society, Vol. 104, No. 1, 56-63, 1957.
• 17. J.L. Crolet and M.R. Bonis, pH Measurements in Aqueous CO2 Solutions under High Pressure and Temperature, Corrosion, Vol. 39, No. 2, February, 1983.