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Recherche sur la corrosion par le C02 et le H2S des oléoducs et gazoducs

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Avec l’exploitation croissante du pétrole et du gaz naturel, la corrosion et la protection des oléoducs et des gazoducs font également l’objet d’une attention croissante. Le CO2 existe dans les formations pétrolières et gazières en tant que composant du pétrole, du gaz naturel ou de l’eau de formation. Lorsque la technologie miscible au CO2 est utilisée pour améliorer la récupération du pétrole, elle introduit également du CO2 dans le système de production de pétrole brut. Une fois le CO2 dissous dans l’eau, son acidité totale est supérieure à celle de l’acide chlorhydrique à la même valeur de pH, de sorte que la corrosion des tuyaux du puits est plus grave que celle de l’acide chlorhydrique. De plus, certains puits de pétrole et de gaz contiennent du gaz H2S, et l'état d'écoulement, la température, la valeur du pH et les matériaux du liquide mélangé dans le tuyau ont également une grande influence sur la corrosion, ce qui rend le processus de corrosion plus compliqué.

À l'heure actuelle, les recherches sur la corrosion sous la seule action du CO2 ou du H2S sont relativement suffisantes au pays et à l'étranger, tandis que les recherches sur la coexistence du H2S et du CO2, en particulier dans le milieu d'écoulement multiphasique du H2S et du CO2 sous haute température et haute pression , est relativement petit. Les recherches sur le sexe sont encore moindres et ne parviennent toujours pas à répondre aux besoins des applications anticorrosion réelles. À cette fin, cet article passe en revue l’état actuel de la recherche sur la corrosion par le CO2 et le H2S dans les champs de pétrole et de gaz afin de fournir une référence pour les programmes de protection contre la corrosion et les orientations de recherche dans les champs de pétrole et de gaz.

Corrosion CO2 :


La corrosion par le CO2 est un type courant de corrosion qui nuit à l'industrie pétrolière mondiale ainsi qu'au développement de l'industrie pétrolière et gazière de mon pays. Les caractéristiques les plus typiques de la corrosion du CO2 sont les piqûres, la corrosion de type mousse et la corrosion de type mesa dans le pipeline local. Parmi eux, la corrosion de type mesa est le processus de corrosion le plus grave.


Concernant le mécanisme de corrosion du CO2, on pense généralement que le CO2 dissous dans l’eau réagit avec l’eau distillée pour former du H2C03, puis réagit avec Fe pour le corroder :

CO2+H20=H2CO3Fe+H2CO3=FeCO3+H2


Mais la majeure partie du H2C03 dans la solution est du H+ et du HC03-. Par conséquent, la plupart des produits de réaction sont du Fe(HCO3)2, qui se décompose en :

Fe(HCO3)2=FeCO3+H20+CO2


En fait, le carbonate du produit de corrosion (FeCO3, CaCO3) ou film de produit d'encrassement recouvre différentes zones de la surface de l'acier à des degrés divers. Les zones avec différents degrés de couverture forment un fort couple de corrosion avec une forte autocatalyse, et la corrosion locale au CO2 est le résultat de cet effet galvanique de corrosion. Ce mécanisme est également une bonne explication de la chimie de l’eau et une fois que le processus ci-dessus se produit sur site, la corrosion locale deviendra soudainement très grave.

De nombreux facteurs affectent la corrosion du CO2, tels que la température, la pression partielle du CO2, le débit, les éléments d'alliage, le CI-, HCO3-, Ca2+ et Mg2+, les bactéries, la concentration de Fe3C, la solubilité du FeCO3, le film protecteur, le traitement thermique des tuyaux et la microstructure. ont certains effets sur la corrosion, et la situation de corrosion sous l'influence de multiples facteurs est relativement compliquée.


Corrosion H2S :

Certains gisements de pétrole et de gaz contiennent une grande quantité de gaz H2S, qui est relativement soluble dans l'eau et très corrosif. Lorsque FeS est dense et étroitement associé à la matrice métallique, il a un certain effet ralentisseur de la corrosion. Mais lorsque le FeS généré n'est pas dense, il peut former un fort couple galvanique avec une différence de potentiel de 0,2 ~ 0,4 V avec la base métallique, ce qui favorisera la corrosion du métal de base. De plus, lorsqu'il y a des sulfures dans la solution ou à la surface du substrat métallique, les sulfures empêchent dans une certaine mesure la conversion des atomes d'hydrogène en molécules d'hydrogène. Ces atomes d'hydrogène se combinent pour former des molécules d'hydrogène au niveau des défauts et d'autres parties de la couche superficielle de la tige du tuyau, puis se rassemblent et se dilatent. La pression d'hydrogène est générée et, sous la superposition et l'effet synergique de la tension de service du tuyau et de la tige, du SSCC (fissuration par corrosion sous contrainte H2S) se forme. Les conditions de travail des tuyaux et des tiges dans le puits de pétrole, telles que le débit du fluide de production, la température de travail, l'état de contrainte, les défauts de surface, etc. peuvent accélérer la corrosion de l'acier par le H2S et le SSCC.


Concernant la corrosion des oléoducs et des gazoducs dans le système de coexistence H2S-CO2, il existe relativement peu d'études au pays et à l'étranger, en particulier dans le milieu d'écoulement multiphasique H2S-CO2 à haute température et haute pression. Il est donc plus important d’étudier la corrosion sous la coexistence de H2S et de CO2.


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