Corrosión en Tuberías H2S y CO2 (2)

Corrosión en tuberías por H2S y CO2. Factores a considerar para el diseño y selección de tuberías

David David Hernández Hernández Morales Morales Servicios Técnicos Petroleros

21.01.09

Contenido ü ü ü ü

Introducción Corrosión por H2S Corrosión por CO2 Factores que influyen en la corrosión Esfuerzo a la cedencia Limpieza del acero Intensidad de los esfuerzos (Tensión) Concentración del H2S y CO2 pH de la soluci solución ón Temperatura (gradiente geotérmico, en producción y en operaciones) Presiones parciales

Corrosión en tuberías. Factores a considerar en el diseño.

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David Hernández M Enero, 2009.

2

Contenido ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü

Caso: Corrosión por H2S Caso: Corrosión por H2S y erosión Caso: Corrosión por CO2 Caso: Corrosión combinada por H2S y CO2 Caso: Corrosión por H2S, CO2 y daño mecánico Caso: Corrosión en conexiones superficiales Caso: Corrosión en tubería de conducción Caso: Corrosión por operaciones Caso: Corrosión agresiva Diferencia en grado de acero Conclusiones


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3

Introducción General En la perforación, terminación y durante la vida productiva del pozo, el flujo de los hidrocarburos en la mayoría de los casos vienen acompañados de ácido sulfhídrico y/o bióxido de carbono, los cuales pueden estar presentes en pequeñas o altas concentraciones. De tal manera que la Ingeniería del pozo respecto al diseño de las

tuberías de revestimiento, producción y

conducción deben de ser capaces de resistir estas condiciones severas de operación. Corrosión en tuberías. Factores a considerar en el diseño.

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Introducción Tipos de corrosión Existen diferentes tipos de corrosión. Sin embargo, en este trabajo nos enfocaremos principalmente a las comúnmente observadas en tuberías usadas en las operaciones de perforación y terminación de pozos; así como en las tuberías de conducción (línea), las cuales son: Corrosión por ácido sulfhídrico (corrosión amarga) Corrosión por bióxido de carbono (corrosión dulce)


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Corrosión por H2S Reacción química El ataque a la tubería por la presencia del ácido sulfhídrico disuelto, es conocida como corrosión amarga. La reacción química es la siguiente: Fe + H2S

H2O

FeS + 2H+

El sulfuro de fierro que se produce de la reacción química, es el que se adhiere a la superficie del acero en forma de polvo negro o escama.


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Corrosión por H2S Fenómeno de la corrosión El ácido sulfhídrico reacciona con el agua bajo ciertas condiciones de presión y temperatura (las cuales se verán en la sección correspondiente), las cuales generan la disociación de los átomos de hidrógeno. Una vez separado el hidrógeno a nivel atómico, éste se introduce en el acero, iniciando su difusión a través del espesor del cuerpo del tubo. H

H

H

H

H

Espesor del H

cuerpo del tubo


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Corrosión por H2S Fenómeno de la corrosión La difusión del hidrógeno atómico liberado puede continuar si no existe algo que lo detenga, pero en el acero se encuentran

Inclusiones no metálicas

inclusiones no metálicas como el: sulfuro de manganeso (MnS), silicatos

(SiO3)-2

ó

alumina

(Al2O3); por lo que el hidrógeno atómico se detiene, y empieza a acumularse. Corrosión en tuberías. Factores a considerar en el diseño.

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8

Corrosión por H2S Fenómeno de la corrosión La acumulación de este

hidrógeno

molecular

va

aumentando la presión en los espacios intergranulares del acero,

generando

pequeñas

fisuras

también

intergranulares.


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Corrosión por H2S Fenómeno de la corrosión Las fisuras intergranulares se empiezan a propagar uniéndose con otras también generadas, originando fisuras escalonadas, y finalmente la separación del acero por planos.


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10

Corrosión por H2S Caso real


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Corrosión por CO2 Antecedentes El ataque a la tubería por la presencia del bióxido de carbono es conocida como corrosión dulce. El primer caso histórico a nivel mundial de este problema fue ubicado un pozo de gas en Texas, EUA, en el año de 1947; desde entonces se tiene un registro estadístico de que un pozo de cada cinco, tienen problemas con este tipo de corrosión. Esta corrosión se presenta tanto en pozos de aceite, gas, y gas y condensado. Corrosión en tuberías. Factores a considerar en el diseño.

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Corrosión por CO2


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Corrosión por CO2


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Corrosión por CO2 Reacción química El bióxido de carbono está en una solubilidad equilibrada con el agua y los hidrocarburos. La concentración del CO 2 en el agua está determinada por la presión parcial del gas en contacto con el agua de formación. La reacción química por presencia del CO2 es: CO2 + H2O H2CO3

+ Fe


H2CO3 (ácido carbónico) FeCO3 (carbonato de hierro) + H2 TenarisTamsa


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Corrosión por CO2 Fenómeno La corrosión por efecto del bióxido de carbono ocurre cuando se presenta el mojamiento del acero con el agua de formación. Si el porcentaje de agua se incrementa, la posibilidad de corrosión se incrementara, por lo que la composición química del agua representa un papel importante en este efecto corrosivo. Cuando en el flujo de hidrocarburos del pozo se presenta la combinación de los compuestos del H2S y CO2, hacen que el efecto sea más corrosivo sobre el acero. Corrosión en tuberías. Factores a considerar en el diseño.

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Factores que influyen en la corrosión

Ø

Esfuerzo de cedencia o dureza de la tubería.

Ø

Limpieza del acero (inclusiones y segregación central).

Ø

Intensidad de esfuerzos aplicados (Tensión).

Ø

Concentración del ácido sulfhídrico y del bióxido de carbono.

Ø

pH de la solución. (fluidos utilizados ó agua de la formación).

Ø

Temperatura.

Ø

Presiones parciales del H2S y CO2.


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Factores que influyen en la corrosión Esfuerzo a la cedencia o dureza de la tubería Investigaciones han demostrado que aceros con esfuerzo a la cedencia de mínimos de 90,000 psi, sin inmunes a los ambientes corrosivos. En términos de dureza son de 22 HRC.

D u r e z a

40

40 %

35 30

60 %

25 130 %

20 HRC

100 %

15

día

semana

80 %

mes

10 1


5

10

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50

100 500 1000 Tiempo de falla (hrs) David Hernández M Enero, 2009.

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Factores que influyen en la corrosión Limpieza del acero En el proceso de fabricación de la tubería sin costura, se utiliza un tratamiento a base de calcio y silicio, los cuales atrapan las inclusiones no metálicas (principalmente sulfuro de manganeso), haciendo que éstas tomen una forma esférica tipo globular que impiden la acumulación de hidrógeno.


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Factores que influyen en la corrosión Limpieza del acero Con una buen proceso de limpieza del acero se logra una homogeneidad microestructural, donde se ven favorecidas las propiedades mecánicas y en el aumento de la vida útil del producto en ambientes corrosivos.


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Factores que influyen en la corrosión Concentraciones de H2S y CO2 Campo H2S (ppm) Bellota 118 Chinchorro 1 Chipilin 3 Palangre 1 Costero 1 Chirimoyo 3 Chirimoyo 11 Garambullo 1 Carmito 11 Cantarell Kix 1 Citam 101 Corrosión en tuberías. Factores a considerar en el diseño.

84,400 69,300 64,800 57,600 62,200 78,600 87,500 61,800 8,600 26,000 73,914 35,000 TenarisTamsa

CO2 (ppm) 39,500 45,600 39,200 28,900 51,300 65,400 56,100 231,200 752,400 29,000 23,000 29,000 David Hernández M Enero, 2009.

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Factores que influyen en la corrosión ph del agua de formación ó fluidos Las soluciones se miden por el ph, donde es una función logaritmica pH = -log (H+). En una solución con un pH de 6, 5 y 4 ésta es más ácida entre 10, 100 y 1000 veces con respecto a un pH de 7.

Nivel de Corrosión

1 Corrosión en tuberías. Factores a considerar en el diseño.

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2

4

pH

6

8 10

14


22

Factores que influyen en la corrosión Ph del agua de formación ó fluidos En las terminaciones ó intervenciones en los pozos se utilizan fluidos ácidos, tales como el HCl con un pH=1, para la limpieza de los intervalos, principalmente para las formaciones carbonatadas. Cuando se manejen este tipo de productos, deberá ponerse

atención a las operaciones, porque algunas

secciones de tuberías de revestimiento, producción, líneas de

descarga

y

de

conducción

pueden

quedar

contaminadas con estos productos, causando un daño severo a las tuberías. Corrosión en tuberías. Factores a considerar en el diseño.

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Factores que influyen en la corrosión Prueba Nace TM0177 La probeta se somete a una solución de agua destilada, con cloruro de sodio y ácido acético glacial, saturada con 2,500 a 3,500 ppm de H2S y un pH de 2.70. La muestra es introducida en esta solución durante 720 horas (1 mes) bajo una carga de tensión constante del 85% de la fluencia.


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Factores que influyen en la corrosión Temperatura Con base en estudios de laboratorio la norma NACE TM0177 comenta que la corrosión por presencia del H2S se inicia a temperaturas cercanas a los 79 a 65 °C. Cuando la temperatura se incrementa, el fenómeno corrosivo reduce su intensidad debido a que se disminuye la solubilidad del H2S en el agua de formación, así como la velocidad de reacción provocada por el ingreso del hidrógeno a la red metálica.


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Factores que influyen en la corrosión Temperatura Autores reconocidos internacionalmente, como Neal Adams, recomiendan que para evitar problemas de corrosión por efecto del H2S, deben de considerarse los diseños de tuberías, hasta un rango máximo de temperatura de 93 °C.

Como experiencia observada en México, se han registrado casos de corrosión por efecto del H 2S donde su influencia a alcanzado temperatura a los 100 °C.


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Factores que influyen en la corrosión Temperatura El máximo ritmo de corrosión por efecto del CO2 se presenta en un rango de temperaturas de 70 a 80 °C. Para temperaturas menores, la solubilidad del FeCO3 con el agua de formación decrece, haciéndose cristalina y tiende a proteger a la tubería. ) o 16 Presiones del CO2 3 bar = 43.51 psi 1 bar = 14.50 psi 0.3 bar = 4.35 psi 0.1 bar = 1.45 psi

ñ a 14 / m m12 ( n 10 ó i s 8 o r r o 6 c e d 4 o m 2 t i R 0

30

50

70

90

110

130

Temperatura (°C) Corrosión en tuberías. Factores a considerar en el diseño.

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Factores que influyen en la corrosión Presiones parciales PP H2S = (Presión en el pozo) * (% mol de H2S) PP CO2 = (Presión en el pozo) * (% mol de CO2)

CO2

H2S

Presiones Parciales

Corrosión esperada

Mayores o iguales a 30 psi

Alta

Entre 3 a 30 psi

Media

Menores a 3 psi

No se presenta

Mayores a 1.5 psi

Alta

Entre 0.05 a 1.5 psi

Media

Menores a 0.05 psi

No se presenta


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Factores que influyen en la corrosión Presiones parciales Pueden obtenerse

valores

elevados

de

presiones

parciales y por lo tanto, esperarse altos niveles de corrosión. Sin embargo, la producción de agua de formación puede ser baja con un pH neutro, entonces la corrosión será baja o nula; ó bien viseversa. Por lo que una recomendación, antes de seleccionar el material, es conveniente conocer el porcentaje, pH y Cldel agua de formación, así como la temperatura del pozo durante diferentes eventos. Corrosión en tuberías. Factores a considerar en el diseño.

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Factores que influyen en la corrosión Presiones parciales ) i s1000 p ( 2

Región 5

O C 100 e d l a i c r a p n ó i s e r P

10

Región 6 Región 7

30 Región 4 7

1 0.1

Región 1

Región 2 Región 3 0.05

0.01 0.001 Corrosión en tuberías. Factores a considerar en el diseño.

0.01

1.5

0.1 1 10 100 Presión parcial de H2S (psi) TenarisTamsa

1000


30

Factores que influyen en la corrosión Presiones parciales. Región 1. El nivel de corrosión esperado en esta región es mínimo, por lo que cualquier grado de acero puede utilizarse.

) i s p (

1000

2

O C

e 100 d l a i 10 c r a p 1 n ó i s 0.1 e r P

Región 5

Región 7

30 Región 4

7

Región 1

0.01

TenarisTamsa


0.001


Región 6

0.01

1.5

0.1 1 10 100 Presión parcial de H2S (psi)

1000


31

Factores que influyen en la corrosión ) i s p (

1000

2

O C

Presiones parciales. Región 2. Nivel de corrosión medio. Si la


temperatura es mayor a los 100°C

Región 5

Región 6 Región 7

30 Región 4

7

Región 1


0.01 0.001

0.01

1.5


1000

y el pH del agua de formación es ácido, se recomienda utilizar L-80, pero si el agua de la formación tiene un pH básico, entonces el nivel de corrosión se minimiza y puede utilizarse cualquier grado de acero. Si la temperatura es menor a los 100°C y el pH del agua de formación es ácido, se recomienda utilizar el TRC-95 o TRC-110, pero si el agua de la formación tiene un pH básico, entonces el nivel de corrosión baja y puede utilizarse el L-80 Corrosión en tuberías. Factores a considerar en el diseño.

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Factores que influyen en la corrosión Presiones parciales. Región 3. El nivel de corrosión esperado

por

ácido

sulfhídrico puede ser elevado, por lo que se recomienda el uso

de

grados

de

) i s p (

1000

2

O C


Región 5

Región 7

30 Región 4

7

Región 1


0.01

acero

Región 6

0.001

0.01

1.5


1000

resistente a este fenómeno, tales como el

TRC-95 y

TRC-110 que contienen el 1% de peso en Cr.


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Factores que influyen en la corrosión Presiones parciales. Región 4. El nivel de corrosión esperado

por

bióxido

de

carbono esperado en esta región es mínimo y puede

) i s p (

1000

2

O C


utilizarse cualquier grado de

Región 5

Región 6 Región 7

30 Región 4

7

Región 1


0.01 0.001

0.01

1.5


1000

acero al carbón. La inyección de inhibidores puede

minimizar

cualquier

efecto corrosivo. Corrosión en tuberías. Factores a considerar en el diseño.

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1000

2

O C


Presiones parciales. Región 5. El nivel de corrosión por bióxido de carbono puede ser elevado,

Región 5

Región 6 Región 7

30 Región 4

7

Región 1


0.01 0.001

0.01

1.5


1000

siempre y cuando la cantidad de agua sea considerable y su pH sea ácido, por lo que se recomienda utilizar un producto a base de cromo (13-15 Cr). Sin embargo, si la cantidad de agua es mínima ó el pH del agua de la formación tiende a ser neutro ó básico, entonces la corrosión se verá minimizada y un grado TRC-95 o TRC110 puede utilizarse. Ejemplo: Campo Carmito, donde la producción de CO2 es del 90%, pero sin agua. Corrosión en tuberías. Factores a considerar en el diseño.

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1000

2

O C

Presiones parciales. Región 6. Este nivel es de los más altos de


corrosión, por lo que es importante

Región 5

Región 6 Región 7

30 Región 4

7

Región 2

Región 1

Región 3 0.05

0.01 0.001

0.01

1.5


1000

revisar la temperatura de trabajo, pH del agua de la formación incluyendo sus cloruros (Cl-). En general puede considerarse un producto a base de cromo (22-25 Cr) principalmente

cuando

la

cantidad

de

agua

sea

considerable y su pH sea ácido. Sin embargo, Si la cantidad de agua es mínima y el pH es neutro ó básico, entonces la corrosión se verá minimizada y un grado de acero TRC-95 o TRC-110 puede utilizarse. Corrosión en tuberías. Factores a considerar en el diseño.

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36

Factores que influyen en la corrosión Presiones parciales. Región 7. Este nivel de corrosión es el más alto de los conocidos. En estos casos se recomienda el uso de grado a base de cromo

) i s p (

1000

2

O C


(22-25 Cr). También antes de tomar

una

importante

decisión

es

revisar

la

Región 5

Región 6 Región 7

30 Región 4

7

Región 1


0.01 0.001

0.01

1.5


1000

temperatura de trabajo, pH del agua

de

la

formación

incluyendo sus cloruros (Cl-). Corrosión en tuberías. Factores a considerar en el diseño.

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37

Caso: Corrosión por H2S Ruptura del aparejo de 3 ½” en P-110 Durante la extracción del aparejo se detectaron seis rupturas. Prof. (m)

Temp.(°C)

2668

84

2972

91

3056

93

3106

94

3161

95

3385

100


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38

Caso: Corrosión por H2S

Estado Mecánico, grados de acero y temperaturas 101 m 165 m

30”

2 0”

1089 m

13 3/8”

11 3/4”

26°C

3 1/2” TRC-95 TRC-95 12.95 lb/pie lb/pie (acero diseñado para la corrosión).

2.19°C/100 m

1840 m

Zona de rupturas

2754 m

3 1/2” P-110, P-110, 12.95 lb/pie lb/pie

4558 m 9 5/8”

4758 m Lastrabarre Lastrabarrenas nas de 4 3/4”

5462 m 7”

5667 m 5”

160°C @ 6106 m

5926 5926 - 5917 5917 m 6106 m


20° 40° 60° 80°100° 120° 14 1 40° 16 160°

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Caso: Corrosión por H2S y erosión Aparejo de producción 4 ½” P-110 del pozo Uech 22D Ruptura del aparejo por agrietamiento por inducción del hidrógeno a la profundidad de 3560 m, con temperatura geotérmica de 100°C.

Sección longitudinal

Agrietamiento típico de inducción de hidrogeno.

Superficie Superf icie interna Corrosión en tuberías. Factores a considerar en el diseño.

TenarisTamsa

Cavidad aledaña a la formación de corrosión puntual.

25X David Hernández M Enero, 2009.

40

Caso: Corrosión por CO2 Problemática Aparejo de producción de 3 ½” C-95 con 13 años de operación en el Campo Carmito con una producción de CO2 del 70% mol.


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41

Caso: Corrosión por CO2

Estado Mecánico, grados de acero y temperaturas 24”

48 m

Datos:

32°C

Porcentaje de agua = 0.20 - 2.53 % pH del agua de formación: 6 - 7 16”

499 m

Gradiente = 1.94°/100 m Profundidad a los 100°C - todo el pozo

Presión parcial del CO2 en superficie:

1.94°C/100 m

P CO2 = Psup (% mol CO2) P CO2 = (2,000 psi) (0.70) = 1,400 psi Presión parcial del H2S en superficie: P H2S = Psup (% mol H2S) P H2S = (2,000 psi) (0.005) = 10 psi 10 3/4”

2000 m Presión parcial del CO2 en el fondo: P CO2 = Pfondo (% mol CO2)

B.L. 5” 2521 m

P CO2 = (4,600 psi) (0.70) = 3,220 psi 7 5/8”

2775 m 2970-3010 m

5”

3156 m fondo 3186 m Corrosión en tuberías. Factores a considerar en el diseño.

Presión parcial del H2S en el fondo: P H2S = Pfondo(% mol H2S) P H2S = (4,600 psi) (0.005) = 23 psi TenarisTamsa

90° C @ 3010 m 30° 40° 50° 60° 70° 80° 90°


42

Caso: Corrosión por CO2 Tabla de producción del pozo Carmito 13 Concepto Cantidad Producción de aceite 516 BPD Producción de gas

12.27 – 4.92 MMPCD

Agua

0.20 – 2.53 %

pH del agua

6-7

Presencia CO2

700,000 ppp = 79% mol

Presencia H2S

5,000 ppm = 0.5 % mol

Presión en superficie

140 Kg/cm2 = 2,000 psi

Presión en el fondo

324 Kg/cm2 = 4,600 psi

Temperatura en el fondo

90 °C


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43

Caso: Corrosión combinada H2S y CO2 Problemática Aparejo de producción de 3 ½” N-80 con 8 años de operación en el pozo Luna 3B.


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44

Caso: Corrosión combinada H2S y CO2 Problemática Aparejo de producción de 3 ½” TRC-95 con 8 años de operación en el pozo Luna 3B.


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45

Caso: Corrosión combinada H2S y CO2 Estado Mecánico, grados de acero y temperaturas 30”

60 m

32°C

Datos: Porcentaje de agua = 11% pH del agua de formación: 5.6

20”

845 m

Gradiente = 2.56°/100 m

2.56 °C/100 m

Profundidad a los 100°C = 2,650 m

Presión parcial del CO2 en superficie: P CO2 = Psup (% mol CO2) 13 3/8”

2450 m

P CO2 = (3,750 psi) (0.034) = 127.50 psi Sistema altamente corrosivo.

Presión parcial del H2S en superficie: P H2S = Psup (% mol H2S) B.L. 5” 4124 m

P H2S = (3,750 psi) (0.0117) = 43.875 psi Sistema altamente corrosivo.

9 5/8”

4684 m 174°C @ fondo

7”

5339 m

5” 5529 m Corrosión en tuberías. Factores a considerar en el diseño.

0°

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30° 60° 90° 120° 150° 180°


46

Caso: Corrosión combinada H2S y CO2 Tabla de producción del pozo Luna 3B Concepto Cantidad Producción de aceite

346 BPD

Producción de gas

3.3 MMPCD

Agua

11 %

pH del agua

5.6

Presencia CO2

3.40 % mol

Presencia H2S

1.17 % mol

Presión en superficie

264 Kg/cm2 = 3,750 psi

Temperatura en el fondo

174 °C


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47

Caso: Corrosión por CO2 y daño mecánico Problemática Aparejo de producción de 2 7/8” grado N-80 con de operación en el pozo


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48

Caso: Corrosión en conexiones superficiales Problemática Esta corrosión es ocasionado por el CO 2, la cual es denominada “pitting”; y se puede presentar en los componenetes

tubulares,

portaestranguladores,

conexiones superficiales.


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49

Caso: Corrosión en tubería de conducción Problemática En el pozo Mayacaste 1, se realizó una estimulación de limpia y los productos de reacción fueron eliminados, quedando la tubería de descarga y de línea contaminada, generando un ambiente corrosivo. Posteriormente durante las operaciones de producción del pozo, la tubería de línea que se encontraba en un río y manglar fugó en diferentes puntos causando alta contaminación, por lo que fue necesario cerrar el pozo y reparar la línea de conducción.


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50

Caso: Corrosión en tubería de conducción Problemática


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51

Caso: Corrosión en tubería de conducción


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52

Caso: Corrosión por operaciones Estado Mecánico 20” 13 3/8” Las presiones se igualaron durante la estimulación de limpia a 147 2 Kg/cm

l C H

39 m 197 m

s á m

Durante

3

9 5/8”

m c / r g 2 0 . 1 e d a r e u m l a S

la

operación

de

estimulación de limpia con HCl, se observó una comunicación al espacio 1757 m

anular

a

través

del

empacador, quedando la tubería de

explotación

expuestas

al

y

producción compuesto

corrosivo durante seis meses. Empacador a 2872 m

El aparejo de 2 7/8” fue extraído

HC l

3225 - 3260 m 7”

3270 m


3290 m

observándose el daño siguiente. TenarisTamsa


53

Caso: Corrosión por operaciones


TenarisTamsa


54

Caso: Corrosión agresiva Problemática Tubería de producción en pozos letrina.

Se

productos

desconoce que

los

fueron

inyectados.

Corrosión agresiva Sentido Longitudinal Corrosión en tuberías. Factores a considerar en el diseño.

16X TenarisTamsa


55

Diferencia en grados de acero Concepto

Grado N-80

Grado L-80

No. Elementos API5CT 2 7 Uso de cromo No No Proceso limpieza acero Indirectamente Directamente Uso desgafisicador vacío No No Tipo de tratamiento Enfriamiento Tratamiento Térmico Grano del acero Austenita Martensita Revenida Máxima dureza No se indica 23 HRC Control de dureza No se indica Si Prueba NACE No No Costo 1.00 1.05


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Grado TRC-95 9 Si Directamente Si Tratamiento Térmico Martensita Revenida 21 HRC Si Si 1.30


56

Diferencia en grados de acero Tratamiento Térmico Después del laminador, la tubería se vuelve a calentar a una temperatura del 620°C y se inmediato se lanza el tubo a una tina de temple, donde las moléculas del acero quedan desestresadas, conviertinedose el martensita revenida.


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57

Diferencia en grados de acero Corrosión del L-80 por el H2S


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58

Diferencia en grados de acero Grado L-80

TRC-95


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Conclusión General Para los diseños de las tuberías de revestimiento, producción,

conducción

y

de

perforación,

deberán

realizarse bajo los procedimientos de diseño de cargas mecánicas (cargas máximas) utilizando los criterios de diseño establecidos; pero ahora también hay que involucrar los factores más relevantes que influyen en el fenómeno de la corrosión por ácido sulfhídrico y bióxido de carbono, para aquellos proyectos que lo requieran y que este quede diseñado en óptimas condiciones para que este en funcionamiento durante toda su vida productiva. Corrosión en tuberías. Factores a considerar en el diseño.

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Corrosión en Tuberías H2S y CO2 (2)

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