Investigación sobre la corrosión por C02 y H2S de oleoductos y gasoductos

Con la creciente explotación de petróleo y gas natural, la corrosión y la protección de los oleoductos y gasoductos también han recibido cada vez más atención. El CO2 existe en formaciones de petróleo y gas como componente del petróleo, gas natural o agua de formación. Cuando se utiliza tecnología miscible con CO2 para mejorar la recuperación de petróleo, también introducirá CO2 en el sistema de producción de petróleo crudo. Después de que el CO2 se disuelve en agua, su acidez total es mayor que la del ácido clorhídrico al mismo valor de pH, por lo que la corrosión de las tuberías en el pozo es más grave que la del ácido clorhídrico. Además, algunos pozos de petróleo y gas contienen gas H2S, y el estado del flujo, la temperatura, el valor del pH y los materiales del líquido mezclado en la tubería también tienen una gran influencia en la corrosión, lo que complica el proceso de corrosión.

En la actualidad, la investigación sobre la corrosión bajo la acción exclusiva del CO2 o H2S es relativamente suficiente en el país y en el extranjero, mientras que la investigación sobre la coexistencia de H2S y CO2, especialmente en el medio de flujo multifásico de H2S y CO2 a alta temperatura y alta presión. , es relativamente pequeño. La investigación sobre el sexo es aún menor y aún no puede satisfacer las necesidades de las aplicaciones anticorrosión reales. Con este fin, este artículo revisa el estado actual de la investigación sobre la corrosión de CO2 y H2S en campos de petróleo y gas con el fin de proporcionar una referencia para los programas de protección contra la corrosión y las direcciones de investigación en campos de petróleo y gas.

Corrosión por CO2:

La corrosión por CO2 es un tipo común de corrosión que afecta a la industria petrolera mundial, así como al desarrollo de la industria del petróleo y el gas de mi país. La característica más típica de la corrosión por CO2 son las picaduras, la corrosión tipo musgo y la corrosión en forma de mesa en las tuberías locales. Entre ellos, la corrosión en forma de mesa es el proceso de corrosión más grave.

En cuanto al mecanismo de corrosión del CO2, generalmente se cree que el CO2 disuelto en agua reacciona con agua destilada para formar H2C03 y luego reacciona con Fe para corroerlo:

Pero la mayor parte del H2C03 en la solución es H+ y HC03-. Por tanto, la mayoría de los productos de la reacción son Fe(HCO3)2, que se descompone en:

Fe(HCO3)2=FeCO3+H20+CO2

De hecho, el carbonato producto de la corrosión (FeCO3, CaCO3) o la película del producto incrustante cubre diferentes áreas de la superficie del acero en diferentes grados. Las áreas con diferentes grados de cobertura forman un fuerte par de corrosión con fuerte autocatálisis, y la corrosión local de CO2 es el resultado de este efecto galvánico de corrosión. Este mecanismo también es una buena explicación para la química del agua y una vez que el proceso anterior ocurre en el sitio, la corrosión local de repente se vuelve muy grave.

Hay muchos factores que afectan la corrosión del CO2, como la temperatura, la presión parcial de CO2, el caudal, los elementos de aleación, CI-, HCO3-, Ca2+ y Mg2+, bacterias, concentración de Fe3C, solubilidad de FeCO3, película protectora, tratamiento térmico de tuberías y microestructura. Tiene ciertos efectos sobre la corrosión, y la situación de la corrosión bajo la influencia de múltiples factores es relativamente complicada.

Corrosión H2S:

Algunos campos de petróleo y gas contienen una gran cantidad de gas H2S, que tiene una solubilidad relativamente alta en agua y es altamente corrosivo. Cuando el FeS es denso y está estrechamente combinado con la matriz metálica, tiene un cierto efecto retardador de la corrosión. Pero cuando el FeS generado no es denso, puede formar un fuerte par galvánico con una diferencia de potencial de 0,2 ~ 0,4 V con la base metálica, lo que promoverá la corrosión del metal base. Además, cuando hay sulfuros en la solución o en la superficie del sustrato metálico, los sulfuros impiden hasta cierto punto la conversión de átomos de hidrógeno en moléculas de hidrógeno. Estos átomos de hidrógeno se combinan para formar moléculas de hidrógeno en los defectos y otras partes de la capa superficial de la varilla del tubo y se juntan y expanden. Se genera presión de hidrógeno y, bajo la superposición y el efecto sinérgico de la tensión de servicio de la tubería y la varilla, se forma SSCC (craqueo por corrosión bajo tensión H2S). Las condiciones de trabajo de la tubería y la varilla en el pozo de petróleo, como el caudal del fluido de producción, la temperatura de trabajo, el estado de tensión, los defectos de la superficie, etc., pueden acelerar la corrosión del acero por H2S y SSCC.

Con respecto a la corrosión de oleoductos y gasoductos en el sistema de coexistencia H2S-CO2, existen relativamente pocos estudios en el país y en el extranjero, especialmente en el medio de flujo multifásico de H2S-CO2 de alta temperatura y alta presión. Por tanto, es más importante estudiar la corrosión en condiciones de coexistencia de H2S y CO2.