Аналіз пошкодження геотермальних перфорованих обсадних труб в середовищі, що містить H2S і O2

Автор(и)

DOI:

https://doi.org/10.15587/1729-4061.2020.215163

Ключові слова:

корозія, H2S, пневмоударное буріння, пошкодження, труба, аналіз пошкоджень, вуглецева сталь

Анотація

Відбулось пошкодження перфорованих обсадних труб для геотермальних свердловин. Пошкодження сталося в процесі пневмоударного буріння через одинадцять днів після установки. Незважаючи на те, що пневмоударное буріння є поширеним методом геотермального буріння, даний інцидент показав урок, який необхідно засвоїти для запобігання подібних аварій в майбутньому. На основі лабораторних та польових спостережень проведено аналіз для встановлення першопричини пошкодження. Результат візуальної ідентифікації показав сильне виснаження і тріщини в трубах на глибині 1450–1500 м. Відповідно до оптичної емісійної спектроскопії та випробування на розтягування, матеріали відповідали технічним вимогам. Корозія настала із зовнішнього боку труби. Ця труба піддавалася впливу навколишнього середовища зі значним вмістом H2S, CO2, водяної пари і кисню в процесі пневмоударного буріння. Результати рентгеноструктурного аналізу (РСА) показали наявність FeS і Fe3O4 в продукті корозії. Обидві окалини утворені у вигляді окремого шару, де FeS утворюється нижче шару Fe3O4. Результати енергодисперсійної спектроскопії (ЕДС) показали, що вміст сірки в кожній трубі збільшується в міру поглиблення. За результатами відбору проб, вміст газу H2S переважає над CO2, що свідчить про експлуатацію в кислотних умовах. Проводилося також моделювання швидкості корозії на основі параметра навколишнього середовища; результат виявився нижчим, ніж у реальних випадках. Кисень від пневмоударного буріння також збільшує швидкість корозії, оскільки він діє як окислювач в цьому процесі. Можливе утворення вільної сірки, яка, можливо, перетворюється в сірчану кислоту. Дане дослідження показало, що згубне поєднання сірки, кисню, H2S і CO2 викликає сильну корозію в перфорованих трубах

Біографії авторів

Harris Prabowo, Universitas Indonesia Kampus Baru UI-Depok, Indonesia

Master of Science, Doctorate Candidate

Department of Metallurgy and Materials

Yudha Pratesa, Universitas Indonesia Kampus Baru UI-Depok, Indonesia

Master of Engineering

Department of Metallurgy and Materials

Askin Tohari, PT Pertamina Geothermal Energy Jl. Medan Merdeka Timur, 1A, Jakarta, Indonesia, 1011

Master of Science

Ali Mudakir, PT Elnusa Jl. TB Simatupang Kav. 1 B, Graha Elnusa, Jakarta, Indonesia, 12560

Master of Science

Badrul Munir, Universitas Indonesia Kampus Baru UI-Depok, Indonesia

Associate Professor

Department of Metallurgy and Materials

Johny W. Soedarsono, Universitas Indonesia Kampus Baru UI-Depok, Indonesia

Professor

Department of Metallurgy and Materials

Посилання

  1. Teodoriu, C. (2015). Why and When Does Casing Fail in Geothermal Wells: a Surprising Question? Proceedings World Geothermal Congress 2015. Melbourne. Available at: https://pangea.stanford.edu/ERE/db/WGC/papers/WGC/2015/21041.pdf
  2. Nogara, J., Zarrouk, S. J. (2018). Corrosion in geothermal environment Part 2: Metals and alloys. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 82, 1347–1363. doi: https://doi.org/10.1016/j.rser.2017.06.091
  3. Seiersten, M., Nyborg, R. (2016). Modelling CO2 Corrosion in Geothermal Systems. Proceedings of the Eurocorr. Available at: http://eurocorr.efcweb.org/2016/abstracts/WS%20C/67987.pdf
  4. Lyons, W. C., Stanley, J. H., Sinisterra, F. J., Weller, T. (2020). Air and Gas Drilling Manual: Applications for Oil, Gas, Geothermal Fluid Recovery Wells, Specialized Construction Boreholes, and the History and Advent of the Directional DTH. Gulf Professional Publishing, 560. doi: https://doi.org/10.1016/c2017-0-02316-9
  5. Zhong, X., Wang, Y., Liang, J., Chen, L., Song, X. (2018). The Coupling Effect of O2 and H2S on the Corrosion of G20 Steel in a Simulating Environment of Flue Gas Injection in the Xinjiang Oil Field. Materials, 11 (9), 1635. doi: https://doi.org/10.3390/ma11091635
  6. Hua, Y., Barker, R., Neville, A. (2015). Understanding the Influence of SO2 and O2 on the Corrosion of Carbon Steel in Water-Saturated Supercritical CO2. CORROSION, 71 (5), 667–683. doi: https://doi.org/10.5006/1504
  7. Hua, Y., Barker, R., Bermperidis, G., Zhao, H., Zhang, L., Neville, A. (2016). Comparison of corrosion behavior of X65, 1Cr, 5Cr and 13Cr steels in water-containing supercritical CO2 environments with SO2/O2. Proceedings of Corrosion 2016. Vancouver. Available at: https://eprints.whiterose.ac.uk/101194/3/NACE_2016_FIONAL.pdf
  8. Kermani, M. B., Morshed, A. (2003). Carbon Dioxide Corrosion in Oil and Gas Production – A Compendium. CORROSION, 59 (8), 659–683. doi: https://doi.org/10.5006/1.3277596
  9. Kermani, B., Martin, J. W., Esaklul, K. A. (2006). Materials design strategy: effects of H2S/CO2 corrosion on materials selection. CORROSION 2006. NACE International.
  10. Iannuzzi, M. (2011). Environmentally assisted cracking (EAC) in oil and gas production. Stress Corrosion Cracking, 570–607. doi: https://doi.org/10.1533/9780857093769.4.570
  11. Sardisco, J. B., Pitts, R. E. (1965). Corrosion of Iron in an H2S-CO2-H2O System Mechanism of Sulfide Film Formation and Kinetics of Corrosion Reaction. CORROSION, 21 (8), 245–253. doi: https://doi.org/10.5006/0010-9312-21.8.245
  12. Shi, F., Zhang, L., Yang, J., Lu, M., Ding, J., Li, H. (2016). Polymorphous FeS corrosion products of pipeline steel under highly sour conditions. Corrosion Science, 102, 103–113. doi: https://doi.org/10.1016/j.corsci.2015.09.024
  13. Deffo Ayagou, M. D., Joshi, G. R., Mai Tran, T. T., Tribollet, B., Sutter, E., Mendibide, C. et. al. (2020). Impact of oxygen contamination on the electrochemical impedance spectroscopy of iron corrosion in H2S solutions. Corrosion Science, 164, 108302. doi: https://doi.org/10.1016/j.corsci.2019.108302
  14. Song, Y., Palencsár, A., Svenningsen, G., Kvarekvål, J., Hemmingsen, T. (2012). Effect of O2 and Temperature on Sour Corrosion. CORROSION, 68 (7), 662–671. doi: https://doi.org/10.5006/0341
  15. Fang, H., Young, D., Nesic, S. (2008). Corrosion of mild steel in the presence of elemental sulfur. NACE - International Corrosion Conference Series. Available at: http://www.icmt.ohio.edu/documents/publications/8172.pdf
  16. Xiang, Y., Wang, Z., Xu, C., Zhou, C., Li, Z., Ni, W. (2011). Impact of SO2 concentration on the corrosion rate of X70 steel and iron in water-saturated supercritical CO2 mixed with SO2. The Journal of Supercritical Fluids, 58 (2), 286–294. doi: https://doi.org/10.1016/j.supflu.2011.06.007
  17. Xiang, Y., Wang, Z., Li, Z., Ni, W. D. (2013). Effect of temperature on corrosion behaviour of X70 steel in high pressure CO2/SO2/O2/H2O environments. Corrosion Engineering, Science and Technology, 48 (2), 121–129. doi: https://doi.org/10.1179/1743278212y.0000000050
  18. Hua, Y., Barker, R., Neville, A. (2015). The influence of SO2 on the tolerable water content to avoid pipeline corrosion during the transportation of supercritical CO2. International Journal of Greenhouse Gas Control, 37, 412–423. doi: https://doi.org/10.1016/j.ijggc.2015.03.031
  19. Sun, C., Sun, J., Wang, Y., Lin, X., Li, X., Cheng, X., Liu, H. (2016). Synergistic effect of O2, H2S and SO2 impurities on the corrosion behavior of X65 steel in water-saturated supercritical CO2 system. Corrosion Science, 107, 193–203. doi: https://doi.org/10.1016/j.corsci.2016.02.032

##submission.downloads##

Опубліковано

2020-12-31

Як цитувати

Prabowo, H., Pratesa, Y., Tohari, A., Mudakir, A., Munir, B., & Soedarsono, J. W. (2020). Аналіз пошкодження геотермальних перфорованих обсадних труб в середовищі, що містить H2S і O2. Eastern-European Journal of Enterprise Technologies, 6(12 (108), 72–78. https://doi.org/10.15587/1729-4061.2020.215163

Номер

Том 6 № 12 (108) (2020): Матеріалознавство

Розділ

Матеріалознавство

Ліцензія

Авторське право (c) 2020 Harris Prabowo, Yudha Pratesa, Askin Tohari, Ali Mudakir, Badrul Munir, Johny Wahyuadi Soedarsono

Creative Commons License

Ця робота ліцензується відповідно до Creative Commons Attribution 4.0 International License.

Закріплення та умови передачі авторських прав (ідентифікація авторства) здійснюється у Ліцензійному договорі. Зокрема, автори залишають за собою право на авторство свого рукопису та передають журналу право першої публікації цієї роботи на умовах ліцензії Creative Commons CC BY. При цьому вони мають право укладати самостійно додаткові угоди, що стосуються неексклюзивного поширення роботи у тому вигляді, в якому вона була опублікована цим журналом, але за умови збереження посилання на першу публікацію статті в цьому журналі.

Ліцензійний договір – це документ, в якому автор гарантує, що володіє усіма авторськими правами на твір (рукопис, статтю, тощо).
Автори, підписуючи Ліцензійний договір з ПП «ТЕХНОЛОГІЧНИЙ ЦЕНТР», мають усі права на подальше використання свого твору за умови посилання на наше видання, в якому твір опублікований. Відповідно до умов Ліцензійного договору, Видавець ПП «ТЕХНОЛОГІЧНИЙ ЦЕНТР» не забирає ваші авторські права та отримує від авторів дозвіл на використання та розповсюдження публікації через світові наукові ресурси (власні електронні ресурси, наукометричні бази даних, репозитарії, бібліотеки тощо).
За відсутності підписаного Ліцензійного договору або за відсутністю вказаних в цьому договорі ідентифікаторів, що дають змогу ідентифікувати особу автора, редакція не має права працювати з рукописом.
Важливо пам’ятати, що існує і інший тип угоди між авторами та видавцями – коли авторські права передаються від авторів до видавця. В такому разі автори втрачають права власності на свій твір та не можуть його використовувати в будь-який спосіб.