Con la creciente explotación de petróleo y gas, la corrosión y protección de los oleoductos y gasoductos también han recibido cada vez más atención. El CO2 existe como un componente del petróleo, el gas natural o el agua de formación en las formaciones de petróleo y gas. Cuando se utiliza la tecnología miscible con CO2 para mejorar la tasa de recuperación de petróleo, también traerá CO2 al sistema de producción de petróleo crudo. Después de que el CO2 se disuelve en agua, su acidez total es más alta 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 de flujo, la temperatura, el valor de 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 sola acción 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 pequeña. 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 de la corrosión por CO2 y H2S de los 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 los 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 China. La característica más típica de la corrosión por CO2 son las picaduras, la corrosión tipo musgo y la corrosión tipo mesa en la tubería local. Entre ellas, la corrosión tipo mesa es el proceso de corrosión más grave.
Con respecto al mecanismo de corrosión del CO2, generalmente se cree que el CO2 disuelto en agua reacciona con el diurético para formar H2C03, y luego reacciona con Fe para hacerlo corroerlo:
CO2 + H20 = H2CO3Fe + H2CO3 = FeCO3 + H2
Pero la mayor parte del H2C03 en la solución es H + y HC03-. Por lo tanto, la mayoría de los productos de reacción son Fe (HCO3) 2, que se descompone en:
Fe (HCO3) 2 = FeCO3 + H20 + CO2
De hecho, el producto de corrosión carbonato (FeCO3, CaCO3) o película de producto de escamas cubre diferentes áreas de la superficie del acero en diferentes grados. Las áreas con diferentes grados de cobertura forman un par de corrosión con una fuerte autocatálisis y corrosión local por 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 se volverá repentinamente muy seria.
Hay muchos factores que afectan la corrosión por CO2, como la temperatura, la presión parcial de CO2, el caudal, los elementos de aleación, CI-, HCO3-, Ca2 + y Mg2 +, bacterias, la concentración de Fe3C, la solubilidad de FeCO3, la película protectora, el tratamiento térmico de las tuberías y la microestructura tienen ciertos efectos sobre la corrosión, y la situación de corrosión bajo la influencia de múltiples factores es relativamente complicada.
Corrosión por H2S:
Algunos campos de petróleo y gas contienen una gran cantidad de gas H2S, que tiene una solubilidad relativamente grande en agua y es muy corrosivo. Cuando el FeS es denso y se combina estrechamente con la matriz metálica, tiene un cierto efecto de ralentización de la corrosión. Pero cuando el FeS generado no es denso Puede formar una pareja galvánica fuerte con una diferencia de potencial de 0,2 ~ 0,4 V con la base de metal, lo que promoverá la corrosión del metal de base. Además, cuando hay sulfuros en la solución o en la superficie del sustrato metálico, los sulfuros impiden la conversión de átomos de hidrógeno en moléculas de hidrógeno hasta cierto punto. 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 efecto sinérgico de la tensión de servicio de la tubería y la varilla, se forma SSCC (fisuración por corrosión bajo tensión H2S). Las condiciones de trabajo de la tubería y la varilla en el pozo de petróleo, como la tasa de flujo del fluido de producción, la temperatura de trabajo, el estado de tensión, los defectos superficiales, etc. pueden acelerar la corrosión del acero por H2S y SSCC.
En cuanto a la corrosión de oleoductos y gasoductos en el sistema de coexistencia H2S-CO2, existen relativamente pocos estudios en el país y en el exterior, especialmente en el medio de flujo multifásico H2S-CO2 de alta temperatura y alta presión, por lo que es más importante estudiar la corrosión bajo la coexistencia de H2S y CO2.
Consejo: En la aplicación de proyectos de oleoductos y gasoductos submarinos. La tubería soldada ERW tiene las ventajas de seguridad (buena calidad de soldadura) y economía.
ASTM A53 Grado B es más popular que otros grados. Estos tubos pueden ser tubos desnudos sin ningún recubrimiento, o puede ser por inmersión en caliente o recubierto de zinc y fabricado mediante soldadura o mediante un proceso de fabricación sin costura En petróleo y gas, las tuberías de grado A53 se utilizan en aplicaciones estructurales y no críticas.
