CO2 corrosion of carbon steels used in pipelines for offshore applications

CO2 is the most important cause of corrosion for carbon steel structures in oil and gas production and flexible pipe armours connecting offshore subsea wells to floating production platforms. Carbon dioxide dissolves in water forming carbonic acid, which is a weak acid and dissociates to bicarbonates. This process cause a decrease of the solution pH. In certain working conditions, bicarbonates dissociates to carbonate ions, that can recombine with ferrous ions forming a protective scale. Several factors strongly influence corrosion occurrence and corrosion rate inside oil & gas facilitiesin addition to water wetting factor, flow pattern and the presence of the scale. This Thesis is aided to investigate the effect of changing solution parameters such as its temperature, the ferrous ions concentration and bicarbonates. Specific electrochemical tests have been carried on in the above mentioned several conditions allowing to obtain polarization curves, corrosion current densities and polarization resistances of carbon steel samples. These samples have been then analysed, after the tests, at the optical microscope, scanning electron microscope and X-ray diffractometer to understand if changes have occurred on the surface. A comparison of the obtained experimental results, with the main CO2 corrosion prediction models in the literature, was also proposed.

La CO2 è la causa più importante di corrosione per le strutture in acciaio al carbonio negli impianti di produzione di petrolio e gas e nelle armature di tubazioni flessibili che collegano pozzi sottomarini offshore a piattaforme di produzione galleggianti. L'anidride carbonica si dissolve in acqua formando acido carbonico, che è un acido debole e si dissocia in bicarbonati. Questo processo causa una diminuzione del pH della soluzione. In determinate condizioni di lavoro, i bicarbonati si dissociano in ioni carbonato, che possono ricombinarsi con ioni ferrosi formando una scala protettiva. Diversi fattori influenzano fortemente l'insorgenza di corrosione e il tasso di corrosione all'interno degli impianti petroliferi e del gas, oltre al “wetting factor”, al modello di flusso e alla presenza della scala. Questa tesi è mirata a studiare l'effetto del cambiamento dei parametri della soluzione come la sua temperatura, la concentrazione di ioni ferrosi e i bicarbonati. Test elettrochimici specifici sono stati effettuati nelle diverse condizioni sopra menzionate che consentono di ottenere curve di polarizzazione, densità di corrente di corrosione e resistenze di polarizzazione di campioni di acciaio al carbonio. Questi campioni sono stati poi analizzati, dopo i test, al microscopio ottico, al microscopio elettronico a scansione e al diffrattometro a raggi X per capire se si sono verificati cambiamenti sulla superficie. E’ stata inoltre proposta una comparazione dei risultati sperimentali ottenuti con i principali modelli di predizione di Corrosione da CO2 presenti in letteratura.