Controle de corrosão na produção de petróleo e gás

tubulação

Introdução

• O Controle da corrosão na tubulação de produção é essencial para manter a produção e para a evitar a perda de controle do poço.

• Materiais para uso no fundo do poço têm de cumprir critérios de resistência a corrosão e também requisitos mecânicos.

• A taxa de corrosão potencial pode ser estimada e os riscos por corrosão sob tensão por fissuração de H2S avaliada antecipadamente nas condições ambientais e regime de fluxo.

Introdução

• Opções de materiais para tubos podem ser considerado com base em dados de ensaios de corrosão e também publicados experiência de campo.

• Os materiais podem ser testadas sob as condições especificas e precisas de campo precisas, a fim de assegurar que sobre escolhas de sobre resistência não são feitas.

• Os inibidores de corrosão, o aço de carbono revestidos, e tubo de plástico reforçados com fibras em temperatura, regime de fluxo, e as limitações mecânicas.

• Ligas específicas resistentes à corrosão (CRA) têm limitações ambientais com relação ao temperatura, sulfureto de hidrogénio, e o conteúdo de cloreto.

Introdução

• Detalhes de experiência de campo com todas essas opções de materiais são dadas.

• Existe uma grande quantidade de experiência com CRA para aplicações de fundo de poço.

• As ligas CRA corretamente selecionadas tem um bom historial de serviço, mesmo em condições hortis , contendo, H2S.

• Existem alguns exemplos limitados de CRA tubos revestidos.

• Este produto pode ser um que precisa de re-avaliação, uma vez que oferece um potencial de uso econômico de caro, mas eficaz de CRA.

1- Tubulação

• A tubulação de produção é o canal através do qual os fluidos são transportado a partir do reservatório para as instalações à superfície.

• A tubulação tem de resistir à corrosão a partir de qualquer fase aquosa produzido com hidrocarbonetos e contendo ácido e gases dissolvidos (por exemplo, CO2 e H2S) e sais (por exemplo íons cloreto).

• O controle de corrosão é essencial para manter a produção e evitando o risco de perda de controle do poço.

1-Tubulação

• Materiais para uso no fundo do poço têm de cumprir critérios para resistência à corrosão e também exigências mecânicas.

• É possível estabelecer uma série lógica de etapas para a seleção do material, análise incorporando as condições do meio ambiente, cálculos de taxa de corrosão, e seleção do material final com base em limites estabelecidos.

• Nos últimos anos, muitos desenvolvimentos têm ocorrido em refinar o cálculo das taxas de corrosão de CO2.

Tubulação

• Além disso, a definição de serviço “azedo“ tem sido repensadas e uma avaliação muito mais ampla da aplicabilidade dos vários materiais estabelecidos e novos para o serviços em condições diferente tem sido feita.

• Cada vez mais atenção também está sendo dada aos cálculos de ciclo de vida e custos (LCC) no processo de seleção do material.

• A maioria da tubulações de produção é feito de aço de baixa liga de acordo com a especificação API 5CT.

1- Tubulação

• Para a corrosão ocorrer tem de haver água em contato com a superfície metálica.

• Dentro muitos casos, particularmente em poços de petróleo, uma análise do regime de fluxo pode mostrar que não haverá água para molhar direto a superfície do aço e assim nenhuma corrosão surgirá.

• Em poços de gás, de água de condensação ocorre quando a temperatura do gás temperatura cai abaixo da sua temperatura do ponto de orvalho da água que pode estar a uma altura particular na tubulação dependendo do perfil de temperatura.

1.1- International Standard is based on API Spec 5D and API Spec 7.

• Esta Norma especifica as condições técnicas de fornecimento de aço para drill-pipe forjados para que uma parede mais espessa nas extremidades do tubo, para uso em operações de perfuração e produção em indústrias de petróleo e gás natural por três níveis de especificação do produto:

- PSL-1, PSL-2 e PSL-3.

• Os requisitos para PSL-1 formam a base do presente padrão internacional.

•

• Os requisitos que definem diferentes níveis de exigências técnicas padrão para PSL-2 e PSL-3 estão no Anexo G.

2- Opções de controle de corrosão

O meio pelo qual a corrosão de tubulação pode ser prevenidas pode ser subdivididos da seguinte forma:

(i) Inibição da corrosão do aço de carbono

(ii) Revestimento interno de plástico

(iii) Reforço de fibra poliméricas (FRP)

(iv) CRAs continuas

(V) O revestimento ou cladização das CRA.

2.1- Inibição da corrosão do aço de carbono

• Inibição de corrosão nas suas várias formas, é utilizado com sucesso em muitos campos.

• Em alguns casos, o sucesso de inibição pode ser atribuído aos poços de baixa pressão, poços de óleo de baixa temperatura com pouca água.

• Existem dois métodos principais para a injeção de inibidor num fluxo de poço.

• O primeiro método consiste em injetar na coluna um tratamento especifico baixo que permite a injeção contínua, e o segundo é no bullhead da tubulação em intervalos periódicos para baixo com o poço fechado.

• Os inibidores para o tratamento batelada estão disponíveis, mas não são muito eficaz a temperaturas elevadas.

2.1- Inibição da corrosão do aço de carbono

• Problemas experimentados incluem o aumento do risco de incrustações devido à água transportadora, aumento da pressão hidrostática no poço, a formação de espuma, e problemas de emulsão, especialmente em poços profundos quentes.

• Controlar a corrosão por meio do uso de inibidores não é recomendado para poços hostis porque:

(I) o historial de proteção a longo prazo é ruim para este tipo muitas vezes não foi possível para as condições HT/HP

(ii) esta opção tem grandes implicações de custo operacional mais a vida campo cheio devido aos custos operacionais de injeção de inibidor e da maior frequência de workovers (em uma base de custo de ciclo de vida)

(iii) existem preocupações sobre a eficácia dos inibidores de controle do stress cracking corrosion por sulfureto em aços de carbono.

2.2-Revestimento interno de plástico

• Não tem apresentados resultados efetivos , com raras exceções empregando inibidores em conjunto.

• O uso de revestimento não é recomendado para completação de poços hostis , porque:

- há um risco de danos no revestimento com o risco de corrosão localizada

- Os revestimentos fenólicos são apenas avaliado em até 200 ° C e a espessura do filme a temperaturas elevadas e pressões é muito crítica; revestimentos espessos (acima de 0-2 mm) pode delaminar, especialmente com a despressurização rápida; revestimentos finos, no entanto, têm maior risco de falhas.

- Há aumento de difusão de gás através do revestimento em pressão mais elevada, o que resulta no risco de corrosão na interface de aço; os produtos de corrosão formado pode causar mais danos de bolhas

• O histórico de revestimentos como barreiras de controle de corrosão tem sido fraco

• As linhas guias fixa e pinças de pesquisas em tubos revestidos tendem danificar o revestimento

• Os revestimentos tendem a ter baixa resistência química na estimulação e limpeza de fluidos.

2.2-Revestimento interno de plástico

2.3-Reforço de fibra poliméricas (FRP)

• BP Amoco tem atualmente cerca de 3000 poços concluídos com tubos de fibra de vidro nos EUA.

• Fibra de vidro é favorável como um material de tubulação devido à sua resistência à corrosão.

• Esse tipo de tubo (com API 15LR) tem sido tradicionalmente utilizados em aplicações de pipeline em que as pressões internas têm sido inferiores 1.000 lb in2.

• A pressões mais elevadas a tubulação está propenso a fluência, que resulta em falha de tubulação antes de sua vida útil é atingida.

• Isto é especialmente verdadeiro em aplicações de alta temperatura onde a fluência é proporcional à temperatura.

• Fluência é também a razão pela qual este tipo de material prova que opera muito mal sob condições cíclicas.

• Saudi Aramco tem tentado FRP para alguns problemas de corrosão em revestimentos /linners rasos, mas tiveram problemas com a resina e H2S.

2.3-Reforço de fibra poliméricas (FRP)

• A utilização de tubulações de fibra de vidro em ambientes agressivos parece ser um pouco limitado e esta opção não está recomendado porque:

(I) a aplicação mais comum é em baixa corrosão, baixa temperatura (<120°C), e a baixa pressão de poços (<5000 lb/in2)

(II) Existem áreas problemáticas, como conexões, certificação, compatibilidade com outros componentes, e resistência a fluência.

• Tubo de aço de baixa liga reforçado com epoxy/vidro está havendo um aumento da utilização.

• Este tipo de produto não tem limitação de pressão, mas tem um limite de temperatura (relatado variadamente para estar entre 80 e 120°C), tornando-o inadequado para poços HT/HP.

2.3-Reforço de fibra poliméricas (FRP)

2.4 - CRAs

• As CRA mais comumente utilizado é AISI 410 aço inoxidável (13Cr).

• Outras ligas que têm sido utilizados para tubulação incluem:

- Aços duplex inoxidável,

- Liga 28,

- Liga 825,

- Liga G3, e

- C276.

• A passagem de uma liga para o outro é feita de acordo com orientações sobre o desempenho destes materiais em ambientes de gravidade crescente.

• O objetivo do engenheiro de corrosão é selecionar a melhor liga de custo beneficio com base de uma análise dos riscos de corrosão na dadas condições ambientais.

• CRAs corretamente selecionados devem mostrar corrosão geral negligenciável e nenhuma corrosão localizada ou tendência a fissuras/trincas nas condições de serviço possíveis.

• CRAs têm sido amplamente usado com sucesso para a produção de tubulação de produção em poços HT/ HP em todo o mundo.

2.4 - CRAs

• CRAs são a opção de controle de corrosão recomendado para as condições de poço hostis, porque, com materiais selecionados corretamente:

(I) Previne-se à corrosão (geral, localizada, e cracking)(ii) Há grande experiência passado(iii) Há uma capacidade de oferta ampla(iv) A tecnologia está bem estabelecida(V) Eliminam workovers devido a falhas de corrosão.

Uma outra vantagem das CRAs é a eliminação de inibidor reduz os custos de operação, o espaço necessário para o tanque de inibidor e bomba (onde o espaço é um prêmio), e a necessidade de operadores (crítico para remoto, normalmentedesenvolvimentos não tripulados). Estes fatores podem muitas vezes superam os altos custos de capital do tubulação em comparação com aço carbono.

2.4 - CRAs

2.5 CRA tubo revestido/cladeados

• CRA revestido (ligação metalúrgica total entre a CRA e aço base) e tubos revestidos podem ser produzidos por um número de diferentes processos.

• Em princípio, qualquer tubo cladeado ou revestido é adequado para aplicação como tubulação de produção no fundo do poço, embora, na prática, existem limitações técnicas para maximizar as propriedades de corrosão do CRA, juntamente com as propriedades mecânica do aço base.

• Outra problema chave é a união que todo tubo tem que ter por conexão com rosca especial que dão um selo livre de vazamento.

• Esta conexão mecânica, que é padrão de um projeto, exige o desenvolvimento para acomodar o revestimento interno ou liner.

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• Uma evolução do arco de solda para arco de plasma no revestimentos de tubulações foi feita em 1995.

• As amostras de tubos foram revestidas com uma liga de composição semelhante à liga de C276 e os testes de desprendimento de hidrogênio foram efetuados e mostrou uma quantidade limitada de desprendimento em apenas duas das oito amostras investigadas.

• As regiões de desprendimento eram tamanho pequeno (tipicamente 10 mm de diâmetro) e foram considerados para ser locais onde havia inclusões ou outras contaminações na interface aço/CRA.

• A temperatura critica de corrosão (CPT) em testes ambientes com salmoura e H2S-CO2 o valor de CPT 177°C na superfícies em poços de produção.

2.5 CRA tubo revestido/cladeados

2.5 CRA tubo revestido/cladeados

• Os pites tendem a iniciar na sobreposição de passes de solda ou nas superfície de respingos.

• Se a superfície foi levemente desbastada para remover respingos da superfície, o valor aumentado para cerca de CPT 204°C, o que foi comparável à C276 liga forjado.

• Mais uma vez, esta tecnologia não tem desenvolvido para a produção de tubos de tamanho elevados.

2.5 CRA tubo revestido/cladeados

• O fato de que os tubos cladeados não tem uma aplicação mais ampla pode ser explicada pelos seguintes pontos-chave:

(I) há um risco de danos para o revestimento ou liner se forem necessárias operações de wireline;

(II) a ligação tem de provar a sua elevada confiabilidade, uma vez que é a área mais crítica para a integridade global

(III) Se a ligação está danificado e tem de ser recortados, há é um risco de não reprodução do mesmo a alta integridade como no produto original (apesar de novas ligações de tubo, normalmente, seria substituído de qualquer maneira)

(IV) O adicional de 2-3 mm de CRA dentro tubos cladeados (O que não é considerado na força mecânica de o produto) reduz o diâmetro interno relativo do tubo fabricado a partir de CRA contínuo, o qual pode restringir o rendimento e aumentar as perdas de pressão, particularmente em tubos de pequeno diâmetro; Além disso, o revestimento aumenta o peso coluna

(V) o aço base tem de ser cuidadosamente considerada em termos de soldabilidade e resistência a condições ácidas;

Em geral, um grau C95 ou P105 é sobre o nível de força máxima que pode ser produzido como uma tubulação cladeada.

CRAB contínuo pode ser trabalhado a frio para alcançar níveis de resistência muito mais elevados, tais como graus 130-140 (897-966 MPa YS), e, portanto, um tubo de CRA contínuo teria uma parede mais fina para a mesma especificação de profundidade/pressão;

Isto é significativo (particularmente em poços profundos) desde que o peso total do tubulação irá ser menor para uma CRA continua do que para um tubo cladeado.

(VI) Economicamente parece que tubos cladeados só pode competir com ligas de continuas em determinados tamanhos e particularmente onde existe uma necessidade para a corrosão, em vez CRAs altamente ligado.

2.5 CRA tubo revestido/cladeados

3- Limites de aplicação para CRAs emambientes de produção

Corrosão sob tensão fraturante do sulfureto domínios em função dapH e da pressão parcial de ácido sulfídrico (Ref. 3)

Serviço não-azedo região de transição

Serviço ácido

• Resumindo os resultados dos vários testes para os aços inoxidáveis martensíticos (9-15Cr), todos eles podem ser utilizados geralmente até 90°C (9CR e 13Cr) ou 150°C (super-13Cr e 15Cr).

• A quantidade de H2S em que eles podem estar expostos sem trincar é criticamente dependente do pH do ambiente e do teor de cloreto.

• Os níveis limitantes de H2S em que os diferentes tipos de aços inoxidáveis duplex pode seguramente ser exposto pela tabela é de valores acima de

80°C, mas estes são dependentes do teor de cloreto e pH.

Limitando as temperaturas de serviço são provavelmente em torno de

200°C para ambientes contendo H2S, e caso contrário, 250°C, dependendo

do teor de cloreto.