L’Impact de l’Injection de CO2 pour l’EOR et sa Percée sur la Corrosion et l’Intégrité des Installations Nouvelles et Existantes
Les Injections de Dioxyde de carbone (CO2) pour la Récupération Assistée du Pétrole (EOR) sont utilisées pour augmenter la quantité de pétrole brut pouvant être extrait des réservoirs. Le CO2 injecté devient miscible avec l’huile du réservoir. Le fluide miscible résultant présente les propriétés favorables d’une viscosité plus faible, d’une mobilité accrue et d’une tension interfaciale plus faible par rapport à un réservoir d’huile sans CO2. Cependant, l’huile produite par cette EOR contient de plus grandes quantités de CO2 et avec la réinjection du CO2 produit, cette percée augmentera avec le temps.
Ce document est basé sur l’expérience de l’Abu Dhabi Company forshoreOre Petroleum Operations (ADCO) en ce qui concerne les études d’EOR de CO2 sur l’intégrité des actifs, la sélection des matériaux et l’atténuation de la corrosion. Il sert de guide sur les principaux facteurs responsables de la corrosion au CO2, une évaluation des éléments à rechercher dans les équipements majeurs et des matériaux de construction recommandés et des méthodes d’atténuation / de contrôle de la corrosion.
Le CO2 sec n’est pas corrosif, mais lorsqu’il est dissous dans une phase aqueuse, il produira de l’acide carbonique (H2CO3) qui déclenche le processus de corrosion. Dans des conditions idéales, des écailles de carbonate de fer (FeCO3) se formeront qui agissent comme une couche protectrice empêchant toute corrosion supplémentaire. À mesure que le CO2 augmente, cela augmentera le taux de corrosion car aucune échelle de protection ne sera présente.
Les facteurs affectant la corrosion du CO2 et l’échelle de protection FeCO3 sont discutés; Le mouillage de l’eau, la Pression partielle, la Température, le pH, le Régime d’écoulement & La Vitesse et l’effet du H2S. En outre, une évaluation de la corrosion mettant en évidence les domaines d’importance, la sélection des matériaux et les méthodes d’atténuation est effectuée sur les installations nouvelles et existantes; Les Systèmes d’injection de CO2, l’équipement de fond de trou, les nouveaux producteurs de pétrole et les installations existantes.
Le manque d’eau libre empêchera toute corrosion par le CO2. Ceci est particulièrement important dans les systèmes d’injection pour le transport du CO2 car, en l’absence d’eau libre, de l’acier au carbone peut être utilisé. Sur la base de l’expérience d’ADCO, le matériau d’achèvement de fond de puits d’injecteur de CO2 non acide devrait être du chrome Super 13 et, pour les producteurs de pétrole, de l’acier au carbone avec inhibition de la corrosion avec un alliage de nickel pour la section de tube sous l’emballeur.
Pour les producteurs de pétrole, cela fait l’objet d’une étude de cas par cas. L’utilisation d’alliages résistants à la Corrosion (CRA) ou l’utilisation d’acier au carbone avec inhibition de la corrosion est le principal dilemme. Cela dépend de la forme dominante de corrosion, de la formation d’écailles de protection et de la capacité de maintenir un régime rigoureux d’atténuation et de surveillance de la corrosion.
Enfin, pour les équipements existants, l’évaluation de l’état actuel des équipements est importante. Cela guidera les mesures d’atténuation requises. Certaines méthodes de prévention comprennent l’inhibition de la corrosion, la neutralisation de l’acidité du service et la mise à niveau des matériaux vers l’ARC. Le type de méthode utilisé doit être basé sur les préférences de l’entreprise et l’analyse des coûts du cycle de vie.
Ce document sert de guide à l’expérience d’ADCO pour le partage des connaissances et le développement d’idées et d’innovations.
