Введение Проблема выхода из строя нефтепромыслового оборудования в результате углекислотной коррозии в настоящее время является актуальной и требует разработки мер по ее предотвращению.Особенностью СО2-коррозии является локальный характер разрушения металла. Скорость роста язв в металле нефтепромысловых труб и место их образования спрогнозировать сложно [1]. Углекислотная коррозия является сложным процессом, на который влияет большое количество параметров, основными из которых являются физические и металлургические свойства стали: химический состав, термическая обработка, микроструктура, механические свойства и др.На данный момент не существует общепринятых методик оценки стойкости металла к СО2-коррозии, соответственно, отсутствуют рекомендации по выбору химического состава труб, а также термической обработки, обеспечивающие стойкость металла к СО2-коррозии [2 ‒ 5].Наиболее широко используемой для производства бесшовных нефтепромысловых труб является сталь 09Г2С после нормализации с прокатного нагрева. Данная сталь является хладостойкой и характеризуется высокими прочностными показателями (группа прочности К50-56). Вместе с тем, она, как показывает практика, не обладает достаточной коррозионной стойкостью в СО2-содержащих средах, особенно в средах с повышенной минерализацией. В работе рассмотрено влияние режимов термической обработки (микроструктуры) на стойкость стали 09Г2С в СО2-содержащих средах, а также рассмотрен механизм разрушения нефтепромысловых бесшовных труб из стали 09Г2С в средах с повышенным значением СО2 в процессе эксплуатации.  Лабораторное моделирование СО2-коррозии для стали 09Г2С с различными режимами термической обработки Для лабораторного моделирования по исследованию влияния режимов термической обработки на стойкость стали 09Г2С в СО2-содержащей среде были изготовлены образцы из металла труб после двух видов термической обработки:1) нормализация с прокатного нагрева при температуре 920 0С – Режим 1;2) закалка при 920 0С + отпуск при 600 0С (улучшение) – Режим 2.Химический состав исследуемого металла образцов, а также механические свойства и микроструктура после двух видов термической обработки представлены в табл. 1 и 2, рис. 1 и 2.После нормализации с прокатного нагрева (режим 1) микроструктура стали характеризуется высокой полосчатостью и представлена феррито-перлитной смесью.Микроструктура стали 09Г2С после терми-ческой обработки «закалка+отпуск» (режим 2) (рис. 2) мелкозернистая, однородна по сече-нию и представлена зернами феррита и карбидами округлой формы, расположенными как по границам, так и внутри ферритных зерен. Образцы металла подвергались выдержке в модельной СО2-содержащей среде около 500 ч. По окончанию эксперимента проводилось взвешивание образов и исследование структуры продуктов коррозии, как с поверхности, так и в их сечении. После испытания установлено, что поверхность образцов после двух режимов термообработки покрыта слоем кристаллических карбонатов (рис. 3), что подтверждается рентгеноструктурным анализом.1. Химический состав стали 09Г2С Массовая концентрация, %Марка сталиСSiAlMnPSНеизбежные примеси09Г2С 0,070,590,0261,480,0130,004Остальное  2. Механические свойства стали 09Г2С после двух видов термической обработки Марка стали / вид термической обработкиσВ, МПаσТ, МПаδ, %σТ/σВKCV – 60, Дж/см209Г2С (нормализация с прокатного нагрева – режим 1)54736031,70,6611009Г2С (закалка + отпуск – режим 2)56040736,00,78291 На шлифах, изготовленных перпендикулярно поверхностям образцов (рис. 4, рис. 5), в продуктах коррозии выявлено наличие двух слоев, отличающихся друг от друга структурой. Их суммарная толщина составляет около 200 мкм. Верхний слой (1) после рассматриваемых режимов термической обработки состоит из кристаллических карбонатов. Микрорентгеноспектральным методом установлено, что на границе раздела «металл ‒ кристаллические карбонаты» наблюдается коррозионный слой (2) с повышенным содержанием кремния (до 2 %).В сечении образца со структурой, харак-терной для нормализации с прокатного нагрева (рис. 4), видно множество трещин и несплошностей как на границе раздела «кристаллические карбонаты – продукты коррозии (слой 2)», так и в самом коррозионном слое, которые интенсифицируют коррозионное разрушение в СО2-содержащей среде.В сечении образца со структурой, характерной для закалки и отпуска (рис. 5), продукты коррозии имеют более плотную структуру, по сравнению с режимом 1. Наблюдаются единичные трещины на границе раздела «слой 1 – слой 2». Структура слоя 2 наследует расположение карбидов в основном металле.После испытания образцов была определена скорость коррозии стали 09Г2С гравиметрическим методом (табл. 3). 3. Скорость коррозии стали 09Г2С в модельнойСО2-содержащей среде в зависимостиот режимов термической обработки Вид термической обработки№ образцовСкорость коррозии, мм/гЗакалка + отпуск11,0121,0530,87Нормализация с прокатного нагрева11,9521,9031,85  По результатам видно, что у стали 09Г2С после нормализации с прокатного нагрева скорость коррозии почти в 2 раза выше, чем после термической обработки «закалка + отпуск». Однако данный результат не исключает низкую долговечность стали 09Г2С. Механизм разрушения бесшовной нефтепромысловой трубы из стали 09Г2С в СО2-содержащей среде в процессе эксплуатации Приведен анализ коррозионного разрушения бесшовной нефтепромысловой трубы из стали 09Г2С после 2 лет эксплуатации в промысловых средах, содержащих СО2. Химический состав и механические свойства металла объекта исследования представлены в табл. 4, табл. 5. 4. Химический состав металла объекта исследования Массовая концентрация, %Бесшовная нефтепромысловая трубаСSiAlMnPSНеизбежные примеси09Г2С0,090,600,0261,540,0110,004Остальное 5. Механические свойства металла объекта исследования Бесшовная нефтепромысловая трубаσВ, МПаσТ, МПаδ, %σТ/σВKCV – 60, Дж/см209Г2С (К56)56541537,00,73296  Микроструктура металла нефтепромысловой бесшовной трубы представлена высокодисперсной феррито-карбидной смесью, характерной для стали после закалки и высокотемпературного отпуска. Вид коррозионного повреждения внутренней поверхности объекта исследования в СО2-содержащей среде представлен на рис. 6. Верхняя образующая трубы коррозионному повреждению не подвергалась. Разрушение идет преимущественно по нижней образующей и характеризуется наличием борозд шириной до 6 мм и глубиной до 8 мм. На нижней образующей были обнаружены характерные для СО2 сквозные язвы. Был изготовлен шлиф, сечение которого идет вблизи язвы (чтобы сохранить продукты коррозии) (рис. 7).Фазовым рентгеноструктурным анализом соскобов отложений на внутренней поверхности было выявлено наличие кристаллических карбонатов FeCO3, что согласуется с данными лабораторного моделирования.Область разрушения объекта условно была разделена на 2 части – зона дна язвы (борозды) и зона перемычки.Область дна язвы характеризуется повышенной концентрацией хлорид-ионов, что говорит о проведении возможных технологических операций с использованием кислот для повышения нефтеотдачи пластов. Область перемычки отличается от области язвы наличием червеобразных «коррозионных фрагментов» и отдельных «коррозионных фрагментов», не имеющих прямого контакта со средой (рис. 8). «Коррозионные фрагменты» уходят на глубину до 150 мкм и могут вызывать язвенную локальную коррозию. Область перемычки также характеризуется повышенной концентрацией хлорид-ионов и кислорода. Для исследования траектории развития «коррозионных фрагментов» был применен метод послойной шлифовки параллельно внутренней поверхности. Видно (рис. 9), что с увеличением глубины шлифовки, «коррозионные фрагменты» существенно видоизменяются. С увеличением глубины шлифования уменьшается размер «коррозионного фрагмента». Химический состав «коррозионных фрагментов», выявленных на глубине 7 мм, представлен повышенной концентрацией кислорода, кремния и хлорид-ионов, что еще раз подтверждает углекислотный характер коррозии в присутствии остатков технологических кислот.Стоит отметить, что при «червивой» коррозии глубина и характер распространения «коррозионного фрагмента» непредсказуемы и могут приводить к быстрому локальному коррозионному разрушению металла нефтепромысловых труб в процессе эксплуатации.Результаты исследований показывают, что при наличии в среде повышенного количества хлорид-ионов, процесс СО2-коррозии интенсифицируется. На нижней образующей труб и отводов образуются глубокие борозды и язвы.На основании полученных данных, можно сделать выводы, что сталь 09Г2С в улучшенном состоянии (после закалки и отпуска) характеризуется низкой долговечностью в промысловых условиях, несмотря на то, что стойкость стали в модельной СО2-содержащей среде после данного режима термообработки в 2 раза выше, чем после нормализации с прокатного нагрева.Заключение 1. Лабораторным моделированием выявлено, что режимы термической обработки оказывают существенное влияние на стойкость стали 09Г2С в СО2-содержащих средах. Скорость коррозии после нормализации с прокатного нагрева в 2 раза выше, чем после термической обработки «закалка + отпуск». Однако данный результат не исключает низкую долговечность стали 09Г2С в СО2-содержащих средах. 2. Нефтепромысловые бесшовные трубы из стали 09Г2С, подвергнутые термической обработке «закалка + отпуск», после длительной эксплуатации подвергаются локальному разрушению преимущественно по нижней образующей, в виде глубоких борозд и язв. Возможно, такой вид коррозии инициируется проведением технологических операций с применением кислот для повышения нефтеотдачи пластов.Для решения проблемы интенсивного локального разрушения нефтепромысловых бесшовных труб в средах с повышенным СО2, необходимо проведение научно-исследова-тельских работ по влиянию легирующих элементов на стойкость металла в агрессивной СО2-среде.Наибольший интерес может представлять комплексное легирование, включающее синергетический эффект, который позволит заменить дорогостоящие легирующие элементы, соответственно, снизит себестоимость стали, а также повысит ее механические и коррозионные свойства.