The Impact of CO2 Injection for EOR & its Breakthrough on Corrosion and Integrity of New and Existing Facilities
Las inyecciones de dióxido de carbono (CO2) para la Recuperación Mejorada de Petróleo (EOR) se utilizan para aumentar la cantidad de petróleo crudo que se puede extraer de los depósitos. El CO2 inyectado se vuelve miscible con el aceite del depósito. El fluido miscible resultante tiene las propiedades favorables de menor viscosidad, mayor movilidad y menor tensión interfacial en comparación con un depósito de aceite sin CO2. Sin embargo, el aceite producido a través de este REE contiene mayores cantidades de CO2 y con la reinyección de CO2 producido, este avance aumentará con el tiempo.
Este documento se basa en la experiencia de Abu Dhabi Company forshoreore Petroleum Operations (ADCO) con respecto a los estudios EOR de CO2 sobre la integridad de los activos, la selección de materiales y la mitigación de la corrosión. Sirve como guía de los principales factores que afectan a la corrosión por CO2, una evaluación de lo que debe buscar en el equipo pesado y el material de construcción recomendado y los métodos de mitigación / control de la corrosión.
El CO2 seco no es corrosivo, sin embargo, cuando se disuelve en una fase acuosa, producirá ácido carbónico (H2CO3) que inicia el proceso de corrosión. En condiciones ideales, se formarán escamas de carbonato de hierro (FeCO3) que actúan como una capa protectora que evita una mayor corrosión. A medida que aumenta el CO2, esto aumentará la velocidad de corrosión, ya que no habrá escala protectora.
Se discuten los factores que afectan la corrosión del CO2 y la escala de protección FeCO3; Humectación del agua, Presión Parcial, Temperatura, pH, Régimen de Flujo & Velocidad y Efecto del H2S. Además, se realiza una evaluación de corrosión que destaca las áreas de importancia, la selección de materiales y los métodos de mitigación en instalaciones nuevas y existentes; Sistemas de Inyección de CO2, Equipos de Fondo de Pozo, Nuevos Productores de Petróleo e Instalaciones Existentes.
La falta de agua libre evitará que se produzca corrosión por CO2. Esto es especialmente importante en los sistemas de inyección para el transporte de CO2, ya que, en ausencia de agua libre, se puede usar acero al carbono. Según la experiencia de ADCO, el material de terminación de fondo de pozo de los pozos de inyectores de CO2 no ácidos debe ser de cromo Súper 13 y, para los Productores de petróleo, Acero al Carbono con Inhibición de la corrosión con Aleación de níquel para la sección de tubos debajo de la empacadora.
Para los productores de petróleo, esto está sujeto a un estudio de caso por caso. El principal dilema es el uso de Aleaciones Resistentes a la Corrosión (CRA) o el uso de Acero al Carbono con Inhibición de la corrosión. Esto depende de la forma dominante de corrosión, la formación de escamas protectoras y la capacidad de mantener un estricto régimen de mitigación y supervisión de la corrosión.
Finalmente, para el equipo existente, la evaluación del estado actual del equipo es importante. Esto guiará las mitigaciones necesarias. Algunos métodos de prevención incluyen la inhibición de la corrosión, la neutralización de la acidez del servicio y la actualización del material a CRA. El tipo de método utilizado debe basarse en las preferencias de la empresa y en el análisis de los costes del ciclo de vida.
Este documento sirve como guía de la experiencia de ADCO para el intercambio de conocimientos y el desarrollo de ideas e innovaciones.
