Comprendere la corrosione e la scalabilità nei sistemi di sollevamento del gas

I sistemi di sollevamento del gas sono una pietra angolare della tecnologia di sollevamento artificiale, ampiamente impiegata nei campi del petrolio e del gas in tutto il mondo per mantenere la pressione del serbatoio e migliorare il recupero dell'idrocarburio. Questi sistemi funzionano iniettando gas ad alta pressione, gas naturale, azoto o anidride carbonica, nella tubazione di produzione, riducendo la densità della colonna di fluido e permettendo ai fluidi di fluire in ultima analisi sulla superficie.

La corrosione nei sistemi di sollevamento del gas è principalmente guidata da reazioni elettrochimiche tra superfici metalliche e ambiente circostante, che spesso include acqua prodotta, anidride carbonica (CO2), solfuro di idrogeno (H2S), ossigeno e vari acidi organici.

Secondo uno studio del 2021 di NACE International (ora AMPP), il costo globale della corrosione nell'industria del petrolio e del gas supera $ 1,37 miliardi all'anno, con una parte significativa attribuibile ai sistemi di sollevamento artificiale.

Meccanismi della corrosione nei sistemi di sollevamento del gas

Per combattere efficacemente la corrosione, gli operatori devono prima comprendere i meccanismi specifici che si svolgono all'interno dei sistemi di sollevamento del gas. A differenza di altri metodi di sollevamento artificiale in cui le velocità dei fluidi sono relativamente basse, le operazioni di sollevamento del gas comportano miscele di gas ad alta velocità che possono accelerare significativamente i tassi di corrosione attraverso le azioni chimiche e meccaniche.

Corrosione di CO2 (Corrosione dolce)

Il gas di anidride carbonica è un componente comune del gas prodotto in molti serbatoi. Quando il CO2 si scioglie in acqua prodotta, forma acido carbonico (H2CO3), che abbassa il pH e promuove l'evoluzione dell'idrogeno catodo. La corrosione risultante è tipicamente caratterizzata da pitting localizzato, attacco mes-tipo, o perdita di metallo uniforme generale.

H2S Corrosione (Corrosione)

I solfuri di idrogeno, presenti in molti campi di gas aspro, presentano una serie di sfide distinte. H2S reagisce con il ferro per formare la scala di solforato di ferro (FeS), che inizialmente può fornire una certa protezione, ma alla fine porta a pitting localizzato e, più criticamente, i componenti di sforzo di zolfo crepa (SSC) e [FLT:

Corrosione di ossigeno

Mentre l'ingresso di ossigeno è meno comune nei liquidi prodotti da serbatoi profondi, può verificarsi a causa di perdite nel sistema di iniezione di gas - ad esempio, attraverso i compressori, l'imballaggio della valvola, o collegamenti improprio della testa di pozzo. Anche tracce di ossigeno (come basso come 10 parti per miliardo) può aumentare drasticamente i tassi di corrosione da depolarizzazione della reazione catodica.

Sincronia dell'erosione

I sistemi di sollevamento del gas funzionano in genere ad alti rapporti di gas-liquido e velocità di iniezione, che crea un regime di flusso altamente turbolento. Questa turbolenza non solo promuove il trasferimento di massa di specie corrosive alla superficie metallica, ma rimuove fisicamente film protettivi e scale. L'effetto combinato - ha determinato erosione-corrosione] - può produrre tassi di perdita di metallo che sono ordini di magnitudine

Meccanismi di Scala in Sistemi di Sollevamento Gas

La formazione di scala nei sistemi di sollevamento del gas è guidata da cambiamenti nella pressione, nella temperatura e nella chimica dei fluidi di serbatoio che viaggiano dalla formazione alla superficie.

Scala di carbonato di calcio

Il carbonato di calcio è la scala più comune nei sistemi di sollevamento del gas, soprattutto nei pozzi con alto contenuto di bicarbonato e pH elevato. Il driver primario per la precipitazione di CaCO3 è la caduta della pressione lungo il tubo di produzione, che provoca il rilascio di CO2 disciolto.

Scale sulfato (BaSO4, SrSO4, CaSO4)

Le scale sulfate derivano dalla miscelazione di acque incompatibili, ovvero dall'acqua di formazione che contiene bario, stronzio o calcio con iniezione o acqua di aquifero che contiene alti livelli di solfato. Nei sistemi di sollevamento del gas, la scagliatura può verificarsi quando l'acqua prodotta da diverse zone si mescola nel pozzo o quando l'acqua di mare (utilizzata per la manutenzione della pressione del serbatoio) rompe e collega la formazione di salini.

Scale di ferro (FeS, FeCO3, Fe2O3)

Le scale di ferro sono sottoprodotti dei processi di corrosione. Le forme di solforo di ferro (FeS) nei sistemi agroalimentari, il carbonato di ferro (FeCO3) si formano sotto la corrosione di CO2 e gli ossidi di ferro (Fe2O3, Fe3O4) formano in presenza di ossigeno. Mentre queste possono agire come film protettivi in determinate condizioni, spesso diventano problematici quando si accumulano come depositi aderenti che limitano la presenza di flusso o di sole scale di gasdottive.

Strategie per prevenire la corrosione

La gestione efficace della corrosione richiede un approccio multi-facciato che combina il trattamento chimico, la selezione dei materiali, l'ottimizzazione del design e il monitoraggio continuo.

Selezione e applicazione dell'inibitore di corrosione

Gli inibitori della corrosione sono la prima linea di difesa per la maggior parte dei sistemi di sollevamento del gas. La scelta dell'inibitore dipende dal meccanismo specifico di corrosione (CO2, H2S, O2), dalla composizione fluida, dalla temperatura, dalla pressione e dal regime di flusso.

  • Amine formanti a freddo[] (ad esempio, ipoidoriline, composti di ammonio quaternario): questi adsorb su superfici metalliche, formando una barriera idrofobica che impedisce all'acqua e alle specie corrosive di raggiungere la superficie.
  • Organofosfonati[[]: Adatto per sistemi agroalimentari perché mantengono l'efficacia in presenza di H2S e solfuro di ferro.
  • Inibitori volatili[] (ad esempio morfolina, ammoniaca): Utilizzato per neutralizzare i gas acidi nella fase del vapore e proteggere le apparecchiature in testa.
  • miscele sinergiche[[]: Combinazioni di principi attivi multipli che forniscono protezione a ampio spettro e prestazioni migliorate in condizioni difficili.

I metodi di applicazione per i sistemi di sollevamento del gas includono l'iniezione continua tramite una linea di iniezione chimica alla profondità della valvola di sollevamento del gas (per la protezione del foro) o il trattamento in batch sulla testa. Per l'iniezione continua, l'inibitore deve essere compatibile con il gas di sollevamento del gas per evitare la schiumatura, la formazione dell'emulsione o la presa della linea di iniezione.

Selezione e rivestimenti dei materiali

Quando la corrosione non può essere adeguatamente controllata da sostanze chimiche da sola, i materiali di aggiornamento è il passo successivo. Per i sistemi di sollevamento del gas, le seguenti opzioni materiali sono comuni:

  • Acciai inox[] (ad esempio, 13Cr, 22Cr, 25Cr duplex): Offrire un'eccellente resistenza alla corrosione di CO2 e una resistenza moderata all'attacco localizzato. I gradi duplex sono preferiti per il servizio aspro perché combinano alta resistenza con una migliore resistenza alla rottura dello stress sulfudo.
  • Leghe a base di Nichel[] (ad esempio Inconel 625, Hastelloy C-276): Usate in ambienti seri con alta temperatura H2S, alta temperatura o pH estremo. Queste leghe sono proibitive per stringhe complete ma sono comunemente utilizzate per componenti critici come valvole di sollevamento a gas, mandrilli e confezionatrici.
  • Linee in vetroresina o termoplastica[[]: Inserito all'interno di tubi in acciaio per isolare il metallo dai fluidi corrosivi. Questi liner sono efficaci per ambienti CO2 e a bassa H2S ma possono subire danni meccanici durante la movimentazione o dall'espansione termica.
  • Rivestimenti interni[[] (ad esempio, epossidica a fusione-bonded [FBE], resine fenoliche): Fornire uno strato di barriera che resiste all'attacco chimico. Tuttavia, i rivestimenti possono essere inclini a vacanze (fori) e disboscamento sotto la bicicletta termica o lo stress meccanico, così l'applicazione e l'ispezione sono necessari.

Controllo ambientale: Ossigeno e rimozione dell'acqua

Poiché l'ossigeno è uno degli agenti più corrosivi, impedendo il suo ingresso è una misura di controllo ad alta priorità.

  • Istalling ossigeno scavengers[] (ad esempio, bisolfito di sodio, bisolfito di ammonio, o sostituti di idratazione) nel flusso di gas di iniezione per reagire con ossigeno traccia.
  • Utilizzando deossigenazione meccanica[ (ad esempio, gas stripping o contatori a membrana) per grandi volumi di gas ad iniezione.
  • Aggiungi tutti i potenziali punti di perdita[ a compressori, valvole e connessioni a testa di pozzo.
  • L'ossigeno di moltiplicazione[[]] a valle del punto di trattamento utilizzando sensori in linea (ad esempio, celle elettrochimiche o test colorimetrici) per confermare l'efficacia.

La rimozione dell'acqua, sia mediante l'eliminazione dell'acqua libera prima dell'iniezione del gas o per disidratazione, riduce anche il rischio di corrosione riducendo al minimo la fase dell'elettrolita.

Controllo regolare e test non distruttivi

Il monitoraggio della corrosione proattivo è essenziale per rilevare i problemi prima che causano guasto. Le tecniche chiave per i sistemi di sollevamento del gas includono:

  • Codice di corrosione[[]: strisce metalliche installate in posizioni strategiche (ad esempio, testa di pozzo, a valle delle valvole di sollevamento del gas) che vengono recuperate periodicamente per misurare la perdita di peso e determinare i tassi di corrosione.
  • Sonde di resistenza elettrica (ER)[]: fornire dati della frequenza di corrosione in tempo reale misurando i cambiamenti nella resistenza elettrica di un elemento sacrificale.
  • Misure di spessore ultrasonica (UT)[[]: Sondaggi periodici di spessore della parete di tubatura a punti accessibili, soprattutto vicino a profondità della valvola di sollevamento e a transizioni di flusso.
  • Ispezione video a doppio foro[[]: Per la valutazione visiva della condizione della valvola e dell'accumulo della scala.
  • Analisi dei liquidi[[[]: Risalto regolare dell'acqua prodotta e del gas per monitorare i cambiamenti di pH, pressione parziale CO2/H2S, conta di ferro e ossigeno disciolto.

Molti operatori utilizzano ora [ piattaforme di gestione della corrosione digitale[[]] che aggregano i dati da vari sensori, applicano algoritmi predittivi e generano avvisi quando i tassi di corrosione superano le soglie.

Strategie per la Scala di Controllo

La gestione delle scale nei sistemi di sollevamento del gas comporta una combinazione di inibizione chimica, ottimizzazione operativa, rimozione meccanica e monitoraggio predittivo.

Selezione e consegna dell'inibitore della scala

Gli inibitori delle scale sono sostanze chimiche che impediscono o ritardano le precipitazioni minerali interferendo con nucleazione di cristallo, crescita o agglomerazione. I tipi più comuni utilizzati nei sistemi di sollevamento del gas includono:

  • Phosphonates[] (ad esempio, penta dietilenetriamina (acido fosforico di metilene) [DTPMP], acido difosfonico idrossietilico [HEDP]): Efficace contro le scale di carbonato di calcio e solfato a temperature fino a 100°C.
  • Poliacrilati e polimaleati[[]: Inibitori polimerici che sono più efficaci a temperature elevate e per scale solfato bario/strontio.
  • Inulina carbossile[[]: Un inibitore "verde" efficace contro le scale carbonate e solfato mite, con buona biodegradabilità e bassa tossicità.
  • miscele sinergiche[[]: miscelare fosforni e polimeri in grado di fornire maggiore efficacia e ridurre il dosaggio richiesto.

Nei sistemi di sollevamento del gas, gli inibitori della scala vengono in genere iniettati continuamente attraverso la stessa linea di iniezione chimica utilizzata per gli inibitori della corrosione, spesso in una formulazione combinata (inibitore della scala/corrosione). Per i pozzi con scagliamento grave, ] i trattamenti di schiarimento[]] – dove l'inibitore è pompato in formatura e ha bisogno di desofficilecilecito lentamente nei fluididones di deso a deso nella formazione e di deso a deso a deso a desore i trattamenti di desore i liquidi prodotti, ma i liquidi prodotti, possono fornire i trattamenti di liquidi, ma non possono fornire la scalare i trattamenti di lungo termine, ma la formazione di una formazione di una formazione di una scala di alta pressione, ma di alta pressione, in modo efficace

Regolazioni operative per ridurre la propensione della scala

Modificare i parametri operativi di un sistema di sollevamento del gas può ridurre significativamente le tendenze di scaling senza aggiunta chimica.

  • Gas tasso di iniezione e pressione[[[[]]: I tassi di iniezione inferiori riducono la pressione di caduta sulla testa, che può diminuire la degassazione di CO2 e la precipitazione del carbonato di calcio.
  • Gestione della pressione buona[[[]: Mantenere una maggiore pressione nel sistema di produzione riduce la pressione che può verificarsi su cui si può scagliare.
  • Controllo temperatura[[]: Per le scale carbonate, abbassare la temperatura del fluido (ad esempio, utilizzando uno scambiatore di calore o chiudendo nel pozzo per raffreddare) può spostare l'equilibrio lontano dalla precipitazione. Tuttavia, questo è spesso impraticabile per la produzione attiva.
  • Modifica della chimica dell'acqua[[[]: Se il problema della scalatura è causato dalla miscelazione dell'acqua incompatibile (ad esempio, la scoperta dell'acqua di mare), la regolazione della composizione dell'acqua di iniezione o l'utilizzo di una zona di smaltimento/iniezione separata per l'acqua prodotta può aiutare.

Rimozione meccanica e chimica della scala

Quando la scala è già formata, la rimozione è necessaria per ripristinare le prestazioni del sistema. La scelta del metodo di rimozione dipende dalla composizione della scala, dalla durezza, dalla posizione e dalla geometria del pozzo.

  • La pulizia chimica] (acidizzazione): Per le scale di carbonato, l'acido cloridrico (HCl) a concentrazione del 5-15% è tipicamente efficace, spesso con agenti di controllo della corrosione aggiunti. Per le scale del solfato, possono essere richiesti prodotti chimici più aggressivi come gli agenti di chelating (ad esempio, EDTA, NTA) o o o o o oxidchlors.
  • Pulizie meccaniche: Per scale dure o tenaci, possono essere utilizzati metodi meccanici come frese, mulini di spazzatura o sabbiatura ad alta pressione. Pigging (che trasportano un maiale di pulizia attraverso il tubo) è efficace per rimuovere depositi sciolti e può essere eseguito su un programma regolare di pulizia per evitare gli strumenti di sollevamento del gas.
  • Idroblasting/Hydrojetting[]: Usando acqua ad alta pressione (fino a 30.000 psi) per tagliare e rimuovere la scala da tubazioni e linee di flusso.
  • Rimozione della scala di ultrasuoni[[[]]: Una tecnologia più recente che utilizza l'energia acustica ad alta frequenza per fratturare e sloggiare le scale di fragili senza danneggiare le superfici metalliche.

Monitoraggio e modellazione delle scale

La gestione della scala proattiva si basa sulla previsione di quando e dove si forma la scala. I progressi nella modellazione del software e i sensori in tempo reale permettono ora agli operatori di anticipare gli eventi di scaling prima che compromettano le operazioni.

  • Software di previsione dello scaale[[]: Strumenti come OLI Studio ScaleChem, ScaleSoftPitzer e MultiScale utilizzano modelli termodinamici per calcolare l'indice di saturazione (SI) per varie fasi minerali basate su composizione, temperatura e pressione dei fluidi.
  • Sensori a tempo reale[[]: pressione a foro e misuratori di temperatura, combinati con i misuratori venturi per i tassi di flusso di fase, forniscono dati per aggiornare continuamente i modelli di scala. Alcuni operatori distribuiscono monitor di scala dedicati (ad esempio, microequilibrio di cristallo di quarzo) che rilevano l'accumulo di deposito presto.
  • Le telecamere a distribuzione Wireline[[]: I registri periodici dei video della condizione di tubazione interna e valvola forniscono dati qualitativi ma preziosi sull'accumulo di scala.
  • Modelli di apprendimento della macchina[[]: In modo crescente, gli operatori addestrano algoritmi di apprendimento automatico su eventi storici su scala per prevedere i rischi futuri basati su parametri di produzione, cambiamenti di chimica dei fluidi e risultati del trattamento precedenti.

Approccio di gestione integrato: Combinazione di controllo della corrosione e della scala

Poiché la corrosione e la scagliatura sono interconnesse, un approccio siloed per gestirli spesso porta a risultati subottimi. Ad esempio, l'aggiunta di un inibitore di corrosione che è incompatibile con l'inibitore di scala può causare precipitazioni dei prodotti chimici stessi, peggiorando piuttosto che risolvere il problema.

Compatibilità chimica e formule combinate

Quando si utilizzano sia gli inibitori della corrosione che della scala, i prodotti chimici devono essere testati per la compatibilità in condizioni di campo.

  • Non c'è formazione precipitata[] quando si mescolano i due inibitori alle concentrazioni e temperature attesi.
  • Nessuna interferenza reciproca[]: L'inibitore della corrosione non deve ridurre l'efficacia dell'inibitore di scala e viceversa.
  • Stabilità termica[[]: Entrambi i prodotti chimici devono rimanere efficaci alla temperatura massima del foro di scarico.
  • Tendenza di emulsione[[]: La sostanza chimica combinata non deve causare o peggiorare le emulsioni di acqua oleosa che possono influenzare la separazione e la produzione.

Molti fornitori chimici ora offrono [ inibitori di corrosione/scala di funzione individuale[] specificatamente formulati per sistemi di sollevamento del gas. Questi prodotti salvano su punti di iniezione, riducono la complessità della logistica e riducono i costi chimici complessivi. Tuttavia, la validazione del campo è essenziale prima della piena attuazione.

Sorveglianza e gestione adattiva

Un efficace programma di gestione integrata della corrosione e della scala include la sorveglianza continua e un loop di feedback che consente agli operatori di regolare le strategie in base alle condizioni di cambiamento.

  • Impostare indicatori di performance chiave (KPIs)[]: Metrica come velocità di corrosione (mil all'anno), spessore della scala (mm al mese), concentrazioni residue inibitori (ppm), e frequenza di guasto dell'apparecchiatura.
  • Cliri di revisione regolari[[]: Incontri mensili o trimestrali tra produzione, ingegneria e fornitori chimici per rivedere i dati di monitoraggio, regolare i dosaggi chimici e pianificare azioni di bonifica.
  • L'analisi della causa della botta[[]: Dopo qualsiasi evento di corrosione o di scaling, un'analisi formale della causa radice (RCA) dovrebbe essere condotta per prevenire la ricorrenza.
  • Dosaggio adattivo[[]: Utilizzando dati in tempo reale (ad esempio, da sonde di corrosione e sensori di scala) per regolare dinamicamente i tassi di iniezione inibitore.

Case study: Gestione integrata nel Mare del Nord

Un operatore nel Mare del Nord con un campo di petrolio sollevato dal gas ha sperimentato un persistente scaling del carbonato di calcio nelle valvole di sollevamento superiore del tubo e del gas, portando a tre ben interventi all'anno per bene ad un costo medio di $250.000 ciascuno.

Conclusioni

La corrosione e la scalatura rimangono due delle minacce più significative per l'affidabilità e la redditività dei sistemi di sollevamento del gas. Comprendendo i meccanismi sottostanti - dalla corrosione di CO2 e H2S al carbonato di calcio e alla scagliatura del solfato - consente agli operatori di selezionare le strategie di mitigazione più appropriate. Trattamenti chimici, aggiornamenti materiali, controlli ambientali e aggiustamenti operativi ogni svolgono un ruolo in un programma di gestione di successo.

Per ulteriori informazioni sugli standard di monitoraggio della corrosione, consultare ]NACE SP0196 o il API Pratiche Raccomandate] per la gestione delle scale di produzione di scala