Injection d’inhibiteurs de corrosion avec des pompes et groupes de LEWA

Les prix élevés du pétrole et du gaz favorisent l’exploitation de gisements présentant une faible teneur en pétrole/gaz, de même que l’exploitation de champs ne possédant qu’une petite proportion utile et une proportion élevée de CO2/H2S dans l’eau.

L’injection d’inhibiteurs de corrosion est indispensable pour une extraction efficace.

Les agents anti-corrosion utilisés lient l’oxygène ou forment une couche de protection sur la paroi intérieure des conduites et empêchent ainsi la formation de corrosion.

Solution

Avantages des pompes doseuses à membrane et groupes de LEWA lors de l’injection d’inhibiteurs de corrosion :

  • En raison des pressions élevées et du fait que certains inhibiteurs sont cancérigènes (par ex. chromate/hydrazine), les pompes à membrane hermétiquement étanches de LEWA sont idéales pour cette application
  • Possibilité d’utiliser des matériaux spéciaux résistant à la corrosion (sièges de clapets en Hastelloy, billes en céramique oxydée)
  • Conception adaptée aux températures extrêmes
  • Une alternative économique et peu encombrante aux répartiteurs de débit est la distribution d’inhibiteurs de corrosion avec une pompe doseuse multiplex facile à entretenir équipée d’une tête de pompe de rechange, qui peut être connectée rapidement et en toute sécurité à chaque conduite d’injection en actionnant un clapet
  • En cas de dosage lent possible, il est recommandé d’installer des pompes doseuses ou des installations avec des moteurs à 2/6 pôles. De cette façon, les dosages lent et normal peuvent être réalisés de manière économique

Informations générales

Présentation du procédé

On distingue les inhibiteurs de corrosion anodiques et cathodiques.

Pour la production de pétrole et de gaz, on utilise principalement des inhibiteurs de corrosion cathodiques.

Lors de l’extraction offshore, les puits sont aménagés dans des eaux de plus en plus profondes. Cette situation entraîne une augmentation des pressions d’extraction. Tandis que pour une extraction à terre, 160 à 250 bar sont suffisants, la pression offshore dépasse souvent les 900 bar. Le débit se situe en général autour de 50 l/h. L’injection s’effectue en continu.

D’éventuelles réactions chimiques doivent être détectées et prises en compte :

Les substances contenues dans le pétrole brut provoquent une corrosion et la formation de dépôts. Il est possible d’y remédier en injectant des inhibiteurs de corrosion et de formation de dépôts. La combinaison de ces additifs ne promet cependant qu’un succès limité, étant donné que les deux substances chimiques se neutralisent mutuellement et deviennent donc inefficaces.

Il convient par conséquent de vérifier si une réduction du volume injecté d’inhibiteurs de corrosion n’entraîne pas la présence d’une quantité résiduelle d’acide dans le pétrole brut, qui elle aussi permettrait de détruire les dépôts.

Répartition centralisée d’inhibiteurs de corrosion :

Lorsque plusieurs points d’injection sont alimentés en inhibiteurs de corrosion de manière centralisée, on envisage l’utilisation de répartiteurs de débit. Il suffit pour cela d’installer une grande pompe assurant la mise à disposition du débit total et un système répartiteur.

Par le biais de petites vannes et de dispositifs d’équilibrage de la pression, les débits sont répartis et distribués aux différents points d’injection. L’espace requis n’est cependant pas vraiment inférieur, étant donné que chaque point d’injection doit disposer d’un système de commande séparé. Il faut de plus que le liquide injecté soit de grande pureté. Autrement, les soupapes d’équilibrage de pression, qui présentent des tolérances très limitées, risquent de coincer.

Les liquides de grande pureté et les composants très petits sont très sensibles aux variations de viscosité et de pression.

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