Ocena korozji stali podczas geologicznej sekwestracji dwutlenku węgla

• Autorzy: Masłowski Mateusz

Identyfikatory

DOI

10.18668/NG.2023.05.04

Warianty tytułu

EN

Assessment of steel corrosion during geological carbon sequestration

• Języki publikacji: PL

Abstrakty

PL

W artykule przedstawiono tematykę związaną z korozją stali podczas geologicznej sekwestracji dwutlenku węgla. Ma to związek z tworzeniem się środowiska korozyjnego w obecności wody w środowisku CO2. Następuje wówczas pogorszenie się właściwości stali w wyniku jej reakcji z otaczającym środowiskiem i przechodzeniem wolnego metalu w związki, co wpływa w znacznym stopniu na bezpieczeństwo pracy urządzeń oraz stan rur stalowych. Opracowaną procedurę symulacji zjawiska korozji, metodykę badań, analiz i oceny korozji zweryfikowano testami laboratoryjnymi. Do testów zastosowano próbki stali L-80 (13Cr) wycięte z rury eksploatacyjnej. Natomiast środowisko korozyjne stanowił wilgotny czysty dwutlenek węgla o zawartości wody destylowanej wynoszącej 5000 ppm. Testy korozji przeprowadzono dla dwóch temperatur (40°C i 80°C) i dwóch ciśnień (8 MPa i 20 MPa), umożliwiających uzyskanie CO2 w fazie nadkrytycznej. Na podstawie wykonanych fotografii powierzchni stali nie stwierdzono widocznej korozji. Po testach korozji powierzchnie kuponów miały nadal charakter metaliczny, błyszczący. Wyznaczone na podstawie ubytku masy wartości szybkości korozji także nie wykazały procesu korozji stali w środowisku zawilgoconego CO2 dla zadanych warunków T i P. Dodatkowo wykonane obrazowanie i analiza powierzchni stali pod mikroskopem optycznym pozwoliły na zaobserwowanie początku tworzenia się korozji ogólnej (równomiernej) i wżerowej (miejscowej). Określono wielkości charakteryzujące wżery (średnią i maksymalną głębokość). Głębokość powstałych wżerów była rzędu od 0,00569 mm do 0,017 mm. Największą głębokość uzyskano w teście 4 (T = 80°C i P = 20 MPa). Na tej podstawie wyznaczono wartości szybkości korozji oraz wykonano dodatkową teoretyczną analizę głębokości korozji po 1 roku, 10, 50 i 100 latach. Pozwoliła ona stwierdzić, że niebezpieczna głębokość wżerów dla stali L-80 (13Cr) pojawi się po okresie 10 lat.

EN

This paper discusses steel corrosion during geological sequestration of carbon dioxide. It is caused by formation of a corrosive environment in the presence of water in the CO2 environment. A deterioration of steel properties is a result of its reaction with the surrounding environment and the transition of free metal into compounds. This has a significant impact on the operational safety of equipment and steel pipes. The developed procedure for simulating the phenomenon of corrosion, the methodology of research, analysis and corrosion assessment were verified by laboratory tests. L80 (13Cr) steel samples cut from a service pipe were used for the tests. The corrosive environment was humid pure carbon dioxide with a content of distilled water of 5000 ppm. Corrosion tests were carried out for two temperatures (40 and 80°C) and two pressures (8 and 20 MPa), enabling CO2 to be obtained in the supercritical phase. No visible corrosion was found on the basis of the photographs of the steel surface. After the corrosion tests, the surfaces of the coupons were still metallic and shiny. The corrosion rate values determined on the basis of mass loss also did not show the corrosion process of steel in an environment moistened with CO2 for the given conditions T and P. Additional imaging and analysis of the corrosion pit surface under the optical microscope made it possible to observe the beginning of the formation of general (uniform) and pitting (local) corrosion. The values characterizing the pits (average and maximum depth) were determined. The depth of the resulting pits ranged from 0.00569 mm to 0.017 mm. The greatest depth was obtained in test 4 (T = 80°C and P = 20 MPa). On their basis, it was suggested to determine the value of the corrosion rate and perform an additional theoretical analysis of the corrosion depth after 1, 10, 50 and 100 years. This would enable the emergence of dangerous depth of pits for steel L-80 (13Cr) after a period of 10 years to be observed.

Słowa kluczowe

PL

korozja; ocena; stal; dwutlenek węgla; faza nadkrytyczna CO2; sekwestracja dwutlenku węgla

EN

corrosion; steel; assessment; carbon dioxide; CO2 supercritical phase; carbon dioxide sequestration

• Wydawca: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
• Czasopismo: Nafta-Gaz
• Rocznik: 2023
• Tom: R. 79, nr 5
• Strony: 326--337
• Opis fizyczny: Bibliogr. 50 poz.

Twórcy

autor

Masłowski Mateusz

• Instytut Nafty i Gazu – Państwowy Instytut Badawczy

Bibliografia

• Amri J., Gulbrandsen E., Nogueira R.P., 2010. Propagation and arrest of localized attacks in carbon dioxide corrosion of carbon steel in the presence of acetic acid. Corrosion, 66(3): 035001–035001-7. DOI: 10.5006/1.3359618.
• Ayello F., Evans K., Thodla R., Sridhar N., 2010: Effect of impurities on corrosion of steel in supercritical CO2. NACE – International Corrosion Conference Series, Houston, Texas.
• Barker R., Hua Y., Neville A., 2017. Internal corrosion of carbon steel pipelines for dense-phase CO2 transport in carbon capture and storage (CCS) – a review. International Materials Reviews, 62: 1–31. DOI: 10.1080/09506608.2016.1176306.
• Bian C., Wang Z.M., Han X., Chen C.F., Zhang J., 2015. Electrochemical response of mild steel in ferrous ion enriched and CO2 saturated solutions. Corrosion Science, 96: 42–51. DOI: 10.1016/j.corsci.2015.03.015.
• Choi Y.-S., Nesic S., 2010. Effect of impurities on the corrosion behavior of carbon steel in supercritical CO2 – water environments. Environmental Science & Technology, 44(23): 9233–9238.
• Ciężkowski W., 2002. Występowanie, dokumentowanie i eksploatacja endogenicznego dwutlenku węgla w Polsce. Poradnik metodyczny. Warszawa: 24–25, 34.
• Dugstad A., 2006. Fundamental Aspects of CO2 Metal Loss Corrosion – Part 1: Mechanism. Corrosion 2006, San Diego, California. NACE-06111.
• Dugstad A., Clausen S., Morland B., 2011a. Transport of dense phase CO2 in C-steel pipelines – When is corrosion an issue? Corrosion, Houston, Texas. NACE-11070.
• Dugstad A., Morland B., Clausen S., 2011b. Corrosion of transport pipelines for CO2 – Effect of water ingress. Energy Procedia, 4:3063–3070. DOI: 10.1016/j.egypro.2011.02.218.
• Dwutlenek węgla. <https://pl.wikipedia.org/wiki/Dwutlenek_węgla> (dostęp: 08.2022).
• Farajzadeh R., Zitha P.L.J., Bruining J., 2009. Enhanced mass transfer of CO2 into water: experiment and modeling. Industrial & Engineering Chemistry Research, 48: 6423–6431. DOI: 10.1021/ie801521u.
• Gaździk B., 2016. Procesy korozyjne w rafineriach i zapobieganie ich skutkom poprzez stosowanie inhibitorów korozji. Nafta-Gaz, 72(3):198–206. DOI: 10.18668/NG.2016.03.07.
• Gaździk B., Kempiński R., Gaździk A., Pomykała K., 2019. Innowacyjne inhibitory korozji do strumieni węglowodorowych w kopalniach ropy naftowej i w rafineriach. Nafta-Gaz, 75(6): 356–372. DOI: 10.18668/NG.2019.06.07.
• Grogan A.T., Pinczewski V.W., Ruskauff G.J., Orr F.M. Jr., 1988. Diffusion of CO2 at reservoir conditions: models and measurements. SPE Reservoir Engineers. 3(1): 93–102. DOI: 10.2118/14897-PA.
• Haigh M., 2009. Well Design Differentiators for CO2 Sequestration in Depleted Reservoirs. SPE Offshore Europe Oil and Gas Conference and Exhibition, Aberdeen, UK. DOI: 10.2118/124274-MS.
• Hernandez J., Muñoz A., Genesca J., 2012. Formation of iron-carbonate scale-layer and corrosion mechanism of API X70 pipeline steel in carbon dioxide-saturated 3% sodium chloride. Afinidad, 69(560): 251–258.
• Hua Y., Barker R., Neville A., 2015. The influence of SO2 on the tolerable water content to avoid pipeline corrosion during the transportation of supercritical CO2. International Journal of Greenhouse Gas Control, 37: 412–423. DOI: 10.1016/j.ijggc.2015.03.031.
• IPCC 2007, 2009. Zmiana klimatu 2007: Raport syntetyczny. Wkład Grup roboczych I, II i III do Czwartego Raportu Oceniającego Międzyrządowego Zespołu ds. Zmian Klimatu. Red. Główny zespół autorski, Pachauri R.K. i Reisinger A. Wydanie IOŚ, Warszawa.
• Kahyarian A., Achour M., Nešić S., 2017. CO2 corrosion of mild steel. Trends in Oil and Gas Corrosion Research and Technologies. Woodhead Publishing Series in Energy: 149–190. DOI:10.1016/B978-0-08-101105-8.00007-3.
• Lee T.C. Jr., Psathas P.A., Johnston K.P., 1999. Water-in-carbon dioxide emulsions: formation and stability. Langmuir, 15: 6781–6791. DOI:10.1021/la9903548.
• Li T., Yang Y., Gao K., Lu M., 2008. Mechanism of protective film formation during CO2 corrosion of X65 pipeline steel. Journal of University of Science and Technology Beijing, 15(6): 702–706. DOI: 10.1016/S1005-8850(08)60274-1.
• McGrail B.P., Schaef H.T., Glezakou V.A., Dang L.X., Owen A.T., 2009. Water reactivity in the liquid and supercritical CO2 phase: Has half the story been neglected? Energy Procedia, 1(1): 3415–3419. DOI: 10.1016/j.egypro.2009.02.131.
• Metz B., Davidson O., Coninck H., Loos M., 2005. Carbon dioxide capture and storage. IPCC Special Report. Published for the Intergovernmental Panel on Climate Change. Cambridge University Press: 29–31. <https://www.ipcc.ch/site/assets/uploads/2018/03/srccs_wholereport-1.pdf> (dostęp: 10.09.2022).
• Moreno W.E.G., Dias Ponzi G.G., Machado Pereira Henrique A.A., de Oliveira Andrade J.J., 2019. Review of Studies on Corrosion of Steel by CO2, Focussed on the Behaviour of API Steel in Geological CO2 Storage Environment. RMZ – Materials and Geoenvironment, 66(3):149–172. DOI: 10.2478/rmzmag-2019-0017.
• Morland B.H., Dugstad A., Svenningsen G., 2017. Corrosion of carbon steel in dense phase CO2 with water above and below the solubility limit. Energy Procedia, 114: 6752–6765. DOI: 10.1016/j.egypro.2017.03.1807.
• OEA Consulting, 2018. The API Casing Steel Grades… How Are They Defined? OEA Consulting. <https://www.oea-consulting.ca/post/13-the-api-casing-steel-grades-how-are-they-defined> (dostęp: 24.04.2023).
• Pales J.C., Keeling Ch.D., 1965. The concentration of atmospheric carbon dioxide in Hawaii. Journal of Geophysical Research, 70(24):6053–6076. DOI: 10.1029/JZ070i024p06053.
• Parczewski Z., eksperci z PGNiG, Energsys, 2008. Wpływ proponowanych regulacji unijnych w zakresie wprowadzenia europejskiej strategii rozwoju energetyki wolnej od emisji CO2 na bezpieczeństwo energetyczne Polski, a w szczególności możliwości odbudowy mocy wytwórczych wykorzystujących paliwa kopalne oraz poziom cen energii elektrycznej. Raport cząstkowy 2: Wstępna ocena potencjalnych możliwości magazynowania CO2 we wgłębnych strukturach geologicznych, z uwzględnieniem uwarunkowań produkcji gazu ziemnego oraz PMG w Polsce w horyzoncie 2030 roku. Raport 2030, Warszawa, 06.2008: 13.
• Ropital F., Kittel J., 2021. Corrosion Evaluation of Steels Under Geothermal CO2 Supercritical Conditions. Proceedings World Geothermal Congress 2020+1, Reykjavik, Iceland: 1–4.
• Schremp F.W., Roberson G.R., 1975. Effect of supercritical carbon dioxide on construction materials. Society of Petroleum Engineers Journal, 15: 227–233. DOI: 10.2118/4667-PA.
• Shiladitya P., Shepherd R., Bahrami A., Woollin P., 2010. Material selection for supercritical CO2 transport. Paper presented at The First International Forum on the transportation of CO2 by Pipeline, Hilton Newcastle-Gateshead Hotel, Gateshead, UK, 1–2 July 2010. <https://www.twi-global.com/technical-knowledge/published-papers/material-selection-for-supercritical-co2-transport> (dostęp: 08.2022).
• Sim S., Bocher F., Cole I.S., Chen X.B., Birbilis N., 2014. Investigating the Effect of Water Content in Supercritical CO2 as Relevant to the Corrosion of Carbon Capture and Storage Pipelines. Corrosion, 70(2): 185–195. DOI: 10.5006/0944.
• Sim S., Cole I.S., Bocher F., Corrigan P., Gamage R.P., Ukwattage N., Birbilis N., 2013. Investigating the effect of salt and acid impurities in supercritical CO2 as relevant to the corrosion of carbon capture and storage pipelines. International Journal of Greenhouse Gas Control, 17: 534–541. DOI: 10.1016/j.ijggc.2013.06.013.
• Surowska B., 2002. Wybrane zagadnienia z korozji i ochrony przed korozją. Politechnika Lubelska: 20–39, 64–67.
• Thanthiriwatte K.S., Duke J.R., Jackson V.E., Felmy A.R., Dixon D.A., 2012. High-level Ab initio predictions of the energetics of mCO2 · (H2O)n (n = 1–3, m = 1–12) clusters. Journal of Physical Chemistry A, 116: 9718–9729. DOI: 10.1021/jp306594h.
• Thodla R., Francois A., Sridhar N., 2009. Materials Performance in Supercritical CO2 Environments. Corrosion 2009, NACE International, Houston, Texas.
• Uliasz-Misiak B., Tarkowski R., 2009. Koszty geologicznego składowania CO2. Zeszyty Naukowe Instytutu Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią Polskiej Akademii Nauk, 75: 21–34.
• de Visser E., Hendriks C., Barrio M., Molnvik M.J., de Koeijer G., Liljemark S., 2008. Dynamics CO2 quality recommendations. International Journal Greenhouse Gas Control, 2(4): 478–484. DOI: 10.1016/j.ijggc.2008.04.006.
• Wang Z., Felmy A.R., Thompson C.J., Loring J.S., Joly A.G., Rosso K.M., 2013. Near-infrared spectroscopic investigation of water in supercritical CO2 and the effect of CaCl2. Fluid Phase Equilibria, 338: 155–163. DOI: 10.1016/j.fluid.2012.11.012.
• Wang Z.M., Song G.-L., Zhang J., 2019. Corrosion Control in CO2 Enhanced Oil Recovery From a Perspective of Multiphase Fluids. Frontiers in Materials, 6. DOI: 10.3389/fmats.2019.00272.
• Wójcicki A., 2013. Geologiczne składowanie dwutlenku węgla. [W:] Wójcicki A., Nagy S., Lubaś J., Chećko J., Tarkowski R. (red.), Rozpoznanie formacji i struktur do bezpiecznego geologicznego składowania CO2 wraz z ich programem monitorowania (streszczenie). Państwowy Instytut Geologiczny – Państwowy Instytut Badawczy, Warszawa: 5–11.
• Xu L., Xu J., Xu M.-B., Li S.-Y., Liu S., Huang Y., You F.-C., 2018. Corrosion Behavior of 3% Cr Casing Steel in CO2-Containing Environment: A Case Study. The Open Petroleum Engineering Journal, 11(1): 1–13. DOI: 10.2174/1874834101811010001.
• Yang M., Wang Z.M., Han X., Zhang J., 2016. Corrosion inhibition by the trace amount of sulphide ion in CO2-saturated brine solutions. Corrosion Engineering Science and Technology, 52(1): 73–79. DOI: 10.1080/1478422X.2016.1216661.
• Zanieczyszczenie powietrza. <https://pl.wikipedia.org/wiki/Zanieczyszczenie_powietrza> (dostęp: 08.2022).
• Zieliński A., Antoniuk P., 2012. Mechanizm i sposoby oceny korozji. Prezentacja. Katedra Inżynierii Materiałowej i Spajania. Gdańsk: 55–57.
• Akty prawne i dokumenty normatywne
• ASTM Standards G1-03, 2011. Preparing, Cleaning, and Evaluating Corrosion Test Specimens. ASTM International, West Conshohocken,PA 19428-2959, United States.
• ASTM Standards G111-97, 2006. Standard Guide for Corrosion Tests in High Temperature or High Pressure Environment, or Both. ASTM International, West Conshohocken, PA 19428-2959, United States.
• ASTM Standards G31-72, 2004. Standard Practice for Laboratory Immersion Corrosion Testing of Metals. ASTM International, West Conshohocken, PA 19428-2959, United States.
• PN-EN ISO 7384:2001, 2001. Badania korozyjne w sztucznej atmosferze.
• Recommended Practice DNV-RP-J202, 2010. Design and operation of CO2 pipelines. DET NORSKE VERITAS, April 2010: 12, 14, 28–29,390.

Uwagi

Opracowanie rekordu ze środków MEiN, umowa nr SONP/SP/546092/2022 w ramach programu "Społeczna odpowiedzialność nauki" - moduł: Popularyzacja nauki i promocja sportu (2022-2023).