Pesquisa sobre corrosão por C02 e H2S em oleodutos e gasodutos

Com a crescente exploração do petróleo e do gás natural, a corrosão e a proteção dos oleodutos e gasodutos também têm recebido cada vez mais atenção. O CO2 existe em formações de petróleo e gás como um componente de petróleo, gás natural ou água de formação. Quando a tecnologia miscível com CO2 é usada para melhorar a recuperação de petróleo, ela também trará CO2 para o sistema de produção de petróleo bruto. Após a dissolução do CO2 na água, sua acidez total é superior à do ácido clorídrico no mesmo valor de pH, portanto a corrosão das tubulações do poço é mais grave que a do ácido clorídrico. Além disso, alguns poços de petróleo e gás contêm gás H2S, e o estado do fluxo, a temperatura, o valor do pH e os materiais do líquido misturado no tubo também têm grande influência na corrosão, o que torna o processo de corrosão mais complicado.

Atualmente, a pesquisa sobre corrosão sob a ação exclusiva de CO2 ou H2S é relativamente suficiente no país e no exterior, enquanto a pesquisa sobre a coexistência de H2S e CO2, especialmente no meio de fluxo multifásico de H2S e CO2 sob alta temperatura e alta pressão , é relativamente pequeno. A pesquisa sobre sexo é ainda menor e ainda incapaz de atender às necessidades das aplicações anticorrosivas reais. Para este fim, este artigo analisa o status atual da pesquisa de corrosão por CO2 e H2S em campos de petróleo e gás, a fim de fornecer referência para programas de proteção contra corrosão e direções de pesquisa em campos de petróleo e gás.

Corrosão por CO2:

A corrosão por CO2 é um tipo comum de corrosão que assola a indústria petrolífera mundial, bem como o desenvolvimento da indústria de petróleo e gás do meu país. A característica mais típica da corrosão por CO2 é a corrosão por pite, tipo musgo e corrosão tipo mesa na tubulação local. Entre eles, a corrosão tipo mesa é o processo de corrosão mais grave.

Em relação ao mecanismo de corrosão do CO2, acredita-se geralmente que o CO2 dissolvido na água reage com a água destilada para formar H2C03 e depois reage com o Fe para corroê-lo:

Mas a maior parte do H2C03 na solução é H+ e HC03-. Portanto, a maioria dos produtos da reação são Fe(HCO3)2, que se decompõe em:

Fe(HCO3)2=FeCO3+H20+CO2

Na verdade, o produto de corrosão carbonato (FeCO3, CaCO3) ou filme de produto incrustante cobre diferentes áreas na superfície do aço em diferentes extensões. As áreas com diferentes graus de cobertura formam um forte par de corrosão com forte autocatálise, e a corrosão local do CO2 é o resultado desse efeito galvânico da corrosão. Este mecanismo é também uma boa explicação para a química da água e uma vez que o processo acima ocorre no local, a corrosão local tornar-se-á subitamente muito grave.

Existem muitos fatores que afetam a corrosão do CO2, como temperatura, pressão parcial de CO2, vazão, elementos de liga, CI-, HCO3-, Ca2+ e Mg2+, bactérias, concentração de Fe3C, solubilidade de FeCO3, película protetora, tratamento térmico de tubos e microestrutura. têm certos efeitos sobre a corrosão, e a situação de corrosão sob a influência de múltiplos fatores é relativamente complicada.

Corrosão H2S:

Alguns campos de petróleo e gás contêm uma grande quantidade de gás H2S, que tem uma solubilidade relativamente grande em água e é altamente corrosivo. Quando o FeS é denso e intimamente combinado com a matriz metálica, ele tem um certo efeito de desaceleração na corrosão. Mas quando o FeS gerado não é denso, pode formar um forte par galvânico com uma diferença de potencial de 0,2 ~ 0,4 V com a base metálica, o que promoverá a corrosão do metal base. Além disso, quando há sulfetos na solução ou na superfície do substrato metálico, os sulfetos impedem, até certo ponto, a conversão de átomos de hidrogênio em moléculas de hidrogênio. Esses átomos de hidrogênio se combinam para formar moléculas de hidrogênio nos defeitos e em outras partes da camada superficial da haste do tubo e se reúnem e se expandem. A pressão do hidrogênio é gerada e, sob a superposição e efeito sinérgico da tensão de serviço do tubo e da haste, forma-se SSCC (corrosão sob tensão H2S). As condições de trabalho do tubo e da haste no poço de petróleo, como vazão do fluido de produção, temperatura de trabalho, estado de tensão, defeitos superficiais, etc. podem acelerar a corrosão do aço por H2S e SSCC.

Em relação à corrosão de oleodutos e gasodutos no sistema de coexistência H2S-CO2, existem relativamente poucos estudos no país e no exterior, especialmente no meio de fluxo multifásico H2S-CO2 de alta temperatura e alta pressão. Portanto, é mais importante estudar a corrosão sob a coexistência de H2S e CO2.