inhibitor korozji
KOROZJA W KOPALNIACH ROPY i GAZU
Zjawisko korozji jest poważnym problemem w przemyśle wydobywczym ropy naftowej i gazu ziemnego i jest wynikiem chemicznych lub elektrochemicznych reakcji ze środowiskiem.
W kopalniach ropy i gazu występuje więcej niż jeden typ korozji. Płuczki wiertnicze są to najczęściej wodne roztwory soli, które spełniają rolę elektrolitu. Wydobywana ropa naftowa i towarzysząca jej woda złożowa, również zawierają sole nieorganiczne, takie jak chlorki (sodu, potasu, magnezu), siarczany (sodu, potasu, magnezu) i węglany. W układach wodnych zawierających sole, łatwo zachodzi korozja elektrochemiczna. Jest ona spowodowana działaniem ogniw galwanicznych tworzących się między spasywowaną powierzchnią metalu, a powierzchnią, która tej warstewki nie posiada. Efektem korozji elektrochemicznej jest głównie korozja wżerowa na powierzchniach rur wydobywczych i eksploatacyjnych. Największe uszkodzenia na powierzchniach rur występują w solnych roztworach o stężeniu 7 – 13 %.
Duże zniszczenia korozyjne spowodowane są obecnością dwutlenku węgla w przewiercanym złożu. Charakterystyczną cechą korozji wynikającej z obecności dwutlenku węgla jest obecność wygładzonych krawędzi szybu. Korozja wywołana obecnością dwutlenku węgla w kopalniach ropy i gazu jest często nazywana „neutralną lub słodką” korozją. Dwutlenek węgla rozpuszczając się w wodzie tworzy kwas węglowy H2CO3, który następnie reaguje z żelazem do formy węglanu żelaza FeCO3, tworzy się również gaz wodorowy H2. Dwutlenek węgla rozpuszczając się w wodzie dodatkowo obniża odczyn pH wody, co z kolei powoduje wzrost szybkości korozji.
Niemniej groźna jest korozja wynikająca z obecności siarkowodoru i nazywana jest korozją „kwaśną”. Siarkowodór powoduje korozję bardziej agresywną niż dwutlenek węgla. Podobnie jak dwutlenek węgla, siarkowodór rozpuszcza się w wodzie obniżając pH. W wyniku reakcji siarkowodoru z żelazem powstaje siarczek żelaza FeS oraz gaz wodorowy H2. Siarczek żelaza tworzy powłokę na powierzchni metali i w pierwszej fazie hamuje „kwaśną” korozję, lecz nawet niewielkie uszkodzenie tej powłoki jest przyczyną intensywnej korozji. „Kwaśna” korozja powoduje powstawanie wżerów, często towarzyszą jej pęknięcia powłok metalowych wywołane wytwarzaniem się wodoru. Część wodoru wnika do stali i staje się przyczyną pęcherzenia, pękania i tzw kruchości wodorowej.
Procesy korozyjne kopalniach ropy i gazu intensyfikowane są przez bakterie siarczanowe redukujące Desulfovibrio Desulfuricans, które namnażają się w warunkach anaerobowych w olejowym systemie. Bakterie te są najbardziej aktywne pod powierzchnią kamienia, powstałego na skutek osadzania się osadów.
Szybkość korozji wywołana dwutlenkiem węgla i siarkowodorem zwiększa się wraz z zawartością tlenu w układzie. Tlen przedostaje się do płuczek w czasie, gdy przechodzą one przez urządzenia obsługujące kopalnie i zbiorniki.
W wyniku długotrwałego kontaktu gazu ziemnego z wodą złożową następuje w warunkach złoża nasycenie gazu parą wodną. Ilość pary w gazie zależy od temperatury, ciśnienia i zawartości soli w wodzie. Ilość pary wodnej w gazie zwiększa się w trakcie eksploatacji złoża, i im jest ono starsze, tym ilość pary wodnej w gazie jest wyższa.
Szybkość korozji jest również uzależniona od temperatury, im jest ona wyższa, tym szybkość korozji jest większa i osiąga maksimum w temperaturze około 700C. W kopalniach nie zabezpieczonych inhibitorami korozji może wynosić od 1 do nawet kilku mm/rok.
Skutki procesów korozyjnych to zmniejszenie grubości ścianek rur wydobywczych i przesyłowych, głębokie wżery, które mogą prowadzić do rozszczelnienia rur oraz silny spadek ich własności wytrzymałościowych.
W celu zapobiegania korozji w kopalniach ropy i gazu stosowane są inhibitory korozji obniżające oddziaływanie korozyjne wydobywanej ropy naftowej i gazu ziemnego na elementy stalowe aparatury wydobywczej, rurociągów i zbiorników.
KOPALNIE GAZU
Wodorozpuszczalny inhibitor korozji do ochrony odwiertów i rurociągów transportujących gaz ziemny zapewnia ochronę antykorozyjną przed czynnikami, takimi jak: siarkowodór i ditlenek węgla zawarte w wydobywanym gazie, chlorki zawarte w wodzie złożowej i płuczkach wiertniczych, tlen obecny w wodzie.
Zjawisko korozji jest poważnym problemem w przemyśle wydobywczym gazu ziemnego i jest wynikiem chemicznych lub elektrochemicznych reakcji ze środowiskiem.
W kopalniach gazu występuje więcej niż jeden typ korozji. Płuczki wiertnicze są to najczęściej wodne roztwory soli, które spełniają rolę elektrolitu. Woda złożowa, która jest obecna podczas wydobywania gazu ziemnego, również zawiera sole nieorganiczne, takie jak chlorki (sodu, potasu, magnezu), siarczany (sodu, potasu, magnezu) i węglany. W układach wodnych zawierających sole, łatwo zachodzi korozja elektrochemiczna. Jest ona spowodowana działaniem ogniw galwanicznych tworzących się między spasywowaną powierzchnią metalu, a powierzchnią, która tej warstewki nie posiada. Efektem korozji elektrochemicznej jest głównie korozja wżerowa na powierzchniach rur wydobywczych i przesyłowych oraz na urządzeniach eksploatacyjnych. Największe uszkodzenia na powierzchniach rur występują w solnych roztworach o stężeniu 7 – 13 %.
Duże zniszczenia korozyjne spowodowane są obecnością dwutlenku węgla w przewiercanym złożu. Charakterystyczną cechą korozji wynikającej z obecności dwutlenku węgla w wydobywanym gazie jest obecność wygładzonych krawędzi szybu. Korozja wywołana obecnością dwutlenku węgla w kopalniach gazu jest często nazywana „neutralną” korozją. Dwutlenek węgla rozpuszczając się w wodzie tworzy kwas węglowy H2CO3, który następnie reaguje z żelazem do formy węglanu żelaza FeCO3, tworzy się również gaz wodorowy H2. Dwutlenek węgla rozpuszczając się w wodzie dodatkowo obniża odczyn pH wody, co z kolei powoduje wzrost szybkości korozji.
Niemniej groźna jest korozja wynikająca z obecności siarkowodoru i nazywana jest korozją „kwaśną”. Zawartość siarkowodoru w wydobywanym gazie wynosi na ogół od jeden do kilkunastu procent, niektóre złoża gazowe zawierają nawet do kilkudziesięciu procent siarkowodoru. Siarkowodór powoduje korozję bardziej agresywną niż dwutlenek węgla. Podobnie jak dwutlenek węgla, siarkowodór rozpuszcza się w wodzie obniżając pH . W wyniku reakcji siarkowodoru z żelazem powstaje siarczek żelaza FeS oraz gaz wodorowy H2. Siarczek żelaza tworzy powłokę na powierzchni metali i w pierwszej fazie hamuje „kwaśną” korozję, lecz nawet niewielkie uszkodzenie tej powłoki jest przyczyną intensywnej korozji. „Kwaśna\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\" korozja powoduje powstawanie wżerów, często towarzyszą jej pęknięcia powłok metalowych wywołane wytwarzaniem się wodoru. Część wodoru wnika do stali i staje się przyczyną pęcherzenia, pękania i tzw kruchości wodorowej.
Procesy korozyjne w kopalniach gazu intensyfikowane są przez bakterie siarczanowe redukujące Desulfovibrio Desulfuricans. Bakterie te są najbardziej aktywne pod powierzchnią kamienia, powstałego na skutek osadzania się osadów.
Szybkość korozji wywołana dwutlenkiem węgla i siarkowodorem zwiększa się wraz z zawartością tlenu w układzie. Tlen przedostaje się do płuczek w czasie, gdy przechodzą one przez urządzenia obsługujące kopalnie i zbiorniki. Szybkość korozji jest również uzależniona od temperatury, im jest ona wyższa, tym szybkość korozji jest większa i osiąga maksimum w temperaturze około 700C. W kopalniach nie zabezpieczonych inhibitorami korozji może wynosić nawet kilka mm/rok.
Skutki procesów korozyjnych to zmniejszenie grubości ścianek rur wydobywczych i przesyłowych, głębokie wżery, które mogą prowadzić do rozszczelnienia rur oraz silny spadek ich własności wytrzymałościowych.
W celu zapobiegania korozji w kopalniach gazu stosowane są inhibitory korozji obniżające oddziaływanie korozyjne wydobywanego gazu ziemnego na elementy stalowe aparatury wydobywczej i rurociągów. W charakterze inhibitorów korozji stosowane są różnorodne pod względem charakteru chemicznego inhibitory korozji ciekłe: najczęściej czwartorzędowe sole amoniowe, pochodne imidazoliny, sole kwasów tłuszczowych oraz inhibitory chroniące w fazie gazowej, zwykle aminy. Dla skuteczności działania stosowany inhibitor korozji powinien być rozpuszczalny w wodzie w celu neutralizacji korozyjnego działania rozpuszczonych w wodzie soli i gazów kwaśnych.
