Вы здесь: Дом » Новости » Новости отрасли » Исследование коррозии нефтяных и газовых трубопроводов от CO2 и H2S

Исследование коррозии нефтяных и газовых трубопроводов от CO2 и H2S

Просмотры:0    

С ростом добычи нефти и природного газа все больше внимания уделяется коррозии и защите нефте- и газопроводов. CO2 существует в нефтяных и газовых пластах как компонент нефти, природного газа или пластовой воды. Когда технология смешивания CO2 используется для повышения нефтеотдачи, она также приводит к попаданию CO2 в систему добычи сырой нефти. После растворения CO2 в воде его общая кислотность выше, чем у соляной кислоты при том же значении pH, поэтому коррозия труб в колодце более серьезна, чем у соляной кислоты. Кроме того, некоторые нефтяные и газовые скважины содержат газ H2S, а состояние потока, температура, значение pH и материалы смешанной жидкости в трубе также оказывают большое влияние на коррозию, что усложняет процесс коррозии.

В настоящее время исследования коррозии под действием только CO2 или H2S относительно достаточны в стране и за рубежом, в то время как исследования сосуществования H2S и CO2, особенно в многофазной текучей среде H2S и CO2 при высокой температуре и высоком давлении , относительно невелик. Исследования по сексу еще меньше, и они все еще не могут удовлетворить потребности реальных антикоррозионных приложений. С этой целью в данной статье рассматривается текущее состояние исследований коррозии CO2 и H2S на месторождениях нефти и газа, чтобы предоставить ссылки на программы защиты от коррозии и направления исследований на месторождениях нефти и газа.

CO2 Коррозия:


Коррозия CO2 — это распространенный тип коррозии, от которого страдает мировая нефтяная промышленность, а также развитие нефтегазовой промышленности моей страны. Наиболее типичным признаком CO2-коррозии является точечная, мхообразная и мезоподобная коррозия в местном трубопроводе. Среди них мезоподобная коррозия является наиболее серьезным коррозионным процессом.


Что касается механизма коррозии CO2, обычно считается, что CO2, растворенный в воде, реагирует с дистиллированной водой с образованием H2C03, а затем реагирует с Fe, вызывая его коррозию:

CO2+H20=H2CO3Fe+H2CO3=FeCO3+H2


Но большая часть H2C03 в растворе – это H+ и HC03-. Поэтому большую часть продуктов реакции составляет Fe(HCO3)2, который разлагается на:

Fe(HCO3)2=FeCO3+H20+CO2


Фактически, карбонат продукта коррозии (FeCO3, CaCO3) или пленка продукта загрязнения покрывают разные участки стальной поверхности в разной степени. Участки с разной степенью покрытия образуют сильную коррозионную пару с сильным автокатализом, а локальная коррозия CO2 является результатом этого коррозионно-гальванического воздействия. Этот механизм также является хорошим объяснением химического состава воды, и как только описанный выше процесс произойдет на месте, местная коррозия внезапно станет очень серьезной.

На коррозию CO2 влияет множество факторов, таких как температура, парциальное давление CO2, скорость потока, легирующие элементы, CI-, HCO3-, Ca2+ и Mg2+, бактерии, концентрация Fe3C, растворимость FeCO3, защитная пленка, термообработка труб и микроструктура. оказывают определенное влияние на коррозию, а ситуация с коррозией под воздействием множества факторов относительно сложна.


H2S Коррозия:

Некоторые месторождения нефти и газа содержат большое количество газообразного H2S, который имеет относительно большую растворимость в воде и обладает высокой коррозионной активностью. Когда FeS плотный и тесно связан с металлической матрицей, он оказывает определенное замедляющее действие на коррозию. Но когда образующийся FeS не является плотным, он может образовывать сильную гальваническую пару с разницей потенциалов 0,2 ~ 0,4 В с металлической основой, что будет способствовать коррозии основного металла. Кроме того, при наличии сульфидов в растворе или на поверхности металлической подложки они в определенной степени препятствуют превращению атомов водорода в молекулы водорода. Эти атомы водорода объединяются, образуя молекулы водорода в дефектах и ​​других частях поверхностного слоя стержня трубы, собираются и расширяются. Создается давление водорода, и под суперпозицией и синергетическим эффектом рабочего напряжения трубы и стержня образуется SSCC (коррозионное растрескивание под напряжением H2S). Условия работы труб и штанг в нефтяной скважине, такие как расход добываемой жидкости, рабочая температура, напряженное состояние, поверхностные дефекты и т. д., могут ускорить коррозию стали под действием H2S и SSCC.


Что касается коррозии нефте- и газопроводов в системе сосуществования H2S-CO2, то в стране и за рубежом сравнительно мало исследований, особенно в многофазной текучей среде H2S-CO2 с высокой температурой и высоким давлением. Поэтому более важным является изучение коррозии при сосуществовании H2S и CO2.


ГОРЯЧИЙ ПРОДУКТ

БЫСТРЫЕ ССЫЛКИ

СВЯЗАТЬСЯ С НАМИ

 Зона развития сталелитейной промышленности Хунань Гаосин, № 1888 Purui South Rd, район Ванченг, Чанша, Хунань, Китай

 Тел: 0086-0731-88739521

  inquiry@threewaysteel.com

Авторское право 2020 Компания Threeway Steel Co., Ltd. Все права защищены
ЗАПРОС ПРОДУКТА
We use cookies to enable all functionalities for best performance during your visit and to improve our services by giving us some insight into how the website is being used. Continued use of our website without having changed your browser settings confirms your acceptance of these cookies. For details please see our privacy policy.
×