Fallas en Varillas de Bombeo PCP

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INDICE

Introducción. Parte I. Fallas Mecánicas

Fallas Mecánicas. Prevención de las Fallas Mecánicas. Mecánicas. Defectos de Fabricación. Parte II. Corrosión

Los Costos de la Cor rosión. rosión. Fallas por Corrosión. Técnicas para Predecir Predecir la la Corrosión. Métodos de Control. Parte III.

Análisis de Falla. Siderca Varilla Varillass de Bombeo. Referencias.

Introducción La frecuencia de las fallas producidas en las varillas de bombeo varían de pozo a pozo, sin embargo, es común que las mismas se produzcan al menos una vez al año. Un estudio estadístico realizado en Estados Unidos indica que las fallas producidas en las varillas de bombeo cuestan aproximadamente 780 millones de dólares anuales solo en los Estados Unidos y sin incluir el valor de la producción que ha sido postergada por 2-4 días. Las sartas de varillas de bombeo adecuadamente diseñadas, construidas siguiendo las recomendaciones del fabricante, puestas en operación con el procedimiento correcto, operadas adecuadamente y trabajando en pozos cuyas condiciones corrosivas están controladas, deberían tener una vida de servicio larga, satisfactoria y económica. De hecho, cuando se toman todas las precauciones posibles, la incidencia de las fallas se reduce significativamente. 1


En las siguientes páginas se describirán los tipos de falla más comunes de las varillas de bombeo así como los métodos recomendados recomendados para su control.

Indice

Fallas Mecánicas Introducción Mecanismo de Fallas Mecánicas

Indice

Introducción Las fallas de las varillas de bombeo resultan costosas porque la sarta debe ser removida y desarmada para llegar al lugar de la falla y, luego, ser rearmada. En consecuencia, la pesca de varillas conduce al cese de la producción por un lapso de 3 o 4 días. Los pozos con poca producción tal vez no puedan producir lo suficiente como para compensar los costos de fallas frecuentes. Aún en el caso contrario, el cese constante de la actividad implica menor ganancia económica de la que se tendría sin cese. Algo que sucede comúnmente es que luego de reemplazar una sección de varillas que ha estado fallando continuamente, los problemas aparecen en otra sección de la sarta, generalmente en las varillas del diámetro siguiente. Cuando estas varillas se rompen, también dañan la sección que se acaba de reemplazar. En consecuencia, el control y minimización de las fallas de cualquier tipo es un factor clave. La correcta clasificación de las fallas y la determinación de las causas de las mismas es el primer paso en la toma de medidas correctivas.

Fallas Mecánicas

Mecanismos de Falla Mecánica Fallas por Tensión Fallas por fatiga Fallas Mecánicas Indice

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En las siguientes páginas se describirán los tipos de falla más comunes de las varillas de bombeo así como los métodos recomendados recomendados para su control.

Indice

Fallas Mecánicas Introducción Mecanismo de Fallas Mecánicas

Indice

Introducción Las fallas de las varillas de bombeo resultan costosas porque la sarta debe ser removida y desarmada para llegar al lugar de la falla y, luego, ser rearmada. En consecuencia, la pesca de varillas conduce al cese de la producción por un lapso de 3 o 4 días. Los pozos con poca producción tal vez no puedan producir lo suficiente como para compensar los costos de fallas frecuentes. Aún en el caso contrario, el cese constante de la actividad implica menor ganancia económica de la que se tendría sin cese. Algo que sucede comúnmente es que luego de reemplazar una sección de varillas que ha estado fallando continuamente, los problemas aparecen en otra sección de la sarta, generalmente en las varillas del diámetro siguiente. Cuando estas varillas se rompen, también dañan la sección que se acaba de reemplazar. En consecuencia, el control y minimización de las fallas de cualquier tipo es un factor clave. La correcta clasificación de las fallas y la determinación de las causas de las mismas es el primer paso en la toma de medidas correctivas.

Fallas Mecánicas

Mecanismos de Falla Mecánica Fallas por Tensión Fallas por fatiga Fallas Mecánicas Indice

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El movimiento de bombeo se caracteriza por ciclos de carga que afectan a toda la sarta de varillas y a cada varilla individualmente. En cada ciclo completo, las varillas se encuentran sometidas a diferentes de tensiones por aceleración, desaceleración y alargamiento elástico, lo que puede derivar en fallas producidas por tensión o fatiga.

Fallas por Tensión (tracción) Las fallas por tensión ocurren cuando la carga aplicada excede la resistencia a la tensión de la varilla. Esta carga se concentra en un punto específico dando lugar a la reducción de la sección transversal y, en consecuencia, a la fractura. Este fenómeno solo sucede cuando se aplica demasiada carga en la sarta de varillas, por ejemplo, e jemplo, al tratar de retirar una bomba atascada. Inicialmente, la tensión de la varilla produce su alargamiento elástico pero, si la tensión aumenta hasta superar el límite elástico del material, la varilla sufrirá de deformación permanente. El diámetro se reducirá hasta que la varilla se rompa. La fractura típica por tensión es cónica y en ángulo de 45° respecto al esfuerzo aplicado. Las siguientes imágenes muestran la apariencia típica de las fallas por tensión. Rotura por tracción, morfología tipo copa y cono

Mecanismos de Fallas Mecánicas Indice

Fallas por Fatiga Introducción Fallas de las Conexiones Fallas en Cuplas Fallas en el cuerpo Mecanismos de Fallas Mecánicas Indice

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Introducción

Las fracturas por fatiga son fácilmente identificables. A diferencia de las fallas por tensión, este tipo de rotura no implica el alargue del cuerpo de la varilla ni la reducción de diámetro. Las fallas por fatiga son progresivas y comienzan como pequeñas grietas que crecen bajo la acción de las tensiones cíclicas. Inicialmente, las grietas se propagan lentamente dando por resultado una zona suave, pulida, luego se aceleran generando una zona de textura granular. Por último, se produce el desgarro con rotura dúctil y bordes a 45º como puede verse en las siguientes imágenes.

Los esfuerzos asociados a este tipo de falla tienen un valor máximo menor que la resistencia a la tensión del acero de la varilla de bombeo. Las fallas por fatiga son siempre iniciadas por los llamados concentradores de tensión que no son más que discontinuidades, visibles o no, de la superficie de las varillas, por ejemplo, pits de corrosión, grietas, marcas y desgaste. Las fallas de fatiga otorgan a la superficie de fractura características propias, como estrías y “marcas de playa” (en forma de ondas), que sirven para identificar la ubicación de los concentradores de tensión. Las estrías son marcas paralelas a la dirección general del crecimiento de la grieta que resultan de la intersección y conexión de múltiples grietas y conducen al punto de inicio de la falla. Las marcas de playa indican la posición sucesiva de la grieta por fatiga y son anillos elípticos o semielípticos. Las fallas por fatiga se dividen en distintas clases: Roturas en conexiones (pines y cuplas): Fallas por exceso o insuficiencia de torque o por desajuste. Roturas en Cuplas: Fallas por fatiga pura. Roturas en cuerpo: Fallas por daño superficial, pandeo o flexión. Roturas por corrosión fatiga (ver Formas de Corrosión) Corrosión)

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Fallas en Conexiones

Tanto el pin como la cupla son susceptibles a fallar por fatiga porque ambas zonas roscadas funcionan como concentradores de tensión. La figura a la izquierda muestra la distribución de las tensiones mecánicas en las partes de una conexión típica. El torque genera una gran fuerza de contacto entre pin y cupla que actúa sobre la superficie metálica de ambos aumentando la tensión local. Luego de que la sarta es puesta en funcionamiento, la carga actúa directamente sobre las conexiones adicionando tensión.

Los diagramas de tensión efectiva de von Mises sirven para identificar las regiones en tensión y compresión. Estos datos son útiles para localizar las zonas con probabilidad de fallar. La siguiente figura muestra las distribuciones von Mises (ksi) en una conexión con una cupla 7/8”API Standard sin carga axial, en máxima compresión (-5ksi) y en máxima tensión (40ksi) respectivamente.

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P ara proporcionar una unión firme, la parte roscada del pin debe siempre permanecer en contacto con la cupla. La mayoría de las fallas en las conexiones ocurren debido a la pérdida de apriete. Generalmente, la falla se produce en el primer filete del pin y en el último engarzado en la cupla. Además, el deterioro puede aumentar si ingresan fluidos corrosivos a la unión floja. El roscado insuficiente puede causar la falta de contacto entre varilla y cupla haciendo que parte del pin sea sometido a flexión mientras el resto permanece rígido. La superficie típica de este tipo de falla presenta una pequeña zona de fractura inicial, otra de desgarramiento por tensión y el desgarramiento final que abarca la superficie restante de la fractura. En contra partida, también puede producirse

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daño por apretar demasiado la conexión. Las cuplas de pequeño diámetro son más susceptibles a este tipo de daño que las de diámetro grande. El apriete excesivo con llaves hidráulicas doblará los pines blandos dando por resultado fallas por tensión. La fractura del pin puede ocurrir en distintos lugares según el grado de ajuste de la unión. La imagen inferior muestra los lugares de falla de pin y cupla y la causa de las mismas. Como puede verse, las fallas más comunes del pin se deben a sobretorque y a pérdida de ajuste. En el caso de las cuplas, además de sobretorque y pérd ida de ajuste, la falla puede producirse por corrosión, desgaste y daño mecánico.

La siguiente fotografía muestra la falla de un pin por sobretorque. Estrechamiento del desahogo de ro sca o cuello del pin Espejo marcado con “ escalón” de sobretorque

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Las imágenes a continuación son ejemplos de cuplas y un pin que fallaron debido a la falta de torque

Fallas por Fatiga

Rotura de Cuplas La fatiga del material es la causa exclusiva de las fracturas producidas en las cuplas y la falla comienza, comúnmente, en el interior de las mismas debido a la pérdida de ajuste y a la flexión asociada al desajuste. La falla comienza en un concentrador de tensiones y progresa en ángulo recto respecto al eje de la cupla. Las fallas iniciadas en la cara exterior de la cupla están producidas por concentradores de tensiones tales como pits de corrosión, desgaste o daño mecánico. Las siguientes fotos muestran la superficie de fractura por fatiga iniciada en el interior de una cupla en coincidencia con el punto de mayor concentración del esfuerzo, valle de la última rosca. Se distingue claramente la zona de propagación lenta de textura fina, donde se pueden apreciar las marcas de playa, una zona de propagación rápida de textura granular y la zona de desgarro final con rotura dúctil y bordes a 45º. No se observan pits de corrosión en la zona de inicio de falla ni en los fondos de los filetes contiguos.

Marcas de playa

Zona de inicio de la

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Fallas por Fatiga

Roturas en el cuerpo La fallas mecánicas por fatiga del cuerpo de las varillas de bombeo se clasifican según la causa de la misma: daño superficial, flexión o pandeo. El tipo más común de daño sobre la superficie del cuerpo ocurre a partir de marcas producidas por herramientas, el golpe contra otras varillas o el mal manipuleo. Los daños superficiales aumentan los esfuerzos durante las cargas aplicadas y, en consecuencia, la posibilidad de fallar. Se debe tener cuidado en evitar todo contacto de metal con metal que resulte en abolladuras o marcas. Nunca se debe levantar o tender en el piso más de una varilla de bombeo. Tampoco se debe calentar y martillar las conexiones para aflojarlas. La siguiente fotografía muestra la falla de una varilla de bombeo por fatiga a partir de una incisión transversal producida mecánicamente.

La fractura se produjo entre una cara del cuadrante y la parte cóncava que lleva al Df. Se distinguen dos planos de rotura, uno de los cuales muestra varios puntos de inicio. También pueden apreciarse una zona de propagación lenta aterciopelada, una zona granular de propagación más rápida y una zona de desgarro dúctil a 45º. Es muy probable que la incisión de origen mecánico se haya producido con la llave de torque.

En el caso de producirse pandeo debido a fuerzas de compresión, el área convexa del cuerpo de la varilla permanecerá en esa posición mientras toda la tensión se concentra en la zona cóncava. El lugar sobrecargado actúa como un típico concentrador de tensiones y las grietas debidas a la fatiga no tardan en aparecer. La rotura de la varilla de las siguientes figuras se produjo puramente por fatiga, no existen pits de corrosión en su superficie. El origen de la falla fue la tendencia al buckling (pandeo) debido a cargas compresivas.

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La compresión se pone en evidencia por el roce de la cara opuesta al inicio de la falla, con el interior del tubing. El frente de rotura muestra claramente la zona de inicio con propagación lenta (superficie aterciopelada), la zona granular con propagación más rápida y, finalmente, el desgarro de rotura dúctil, con salida a 45°.

Las fallas de fatiga también pueden ocurrir, por ejemplo, por la flexión debida al movimiento lateral constante durante el ciclo de bombeo. La flexión produce endurecimiento en la varilla generando la aparición de concentradores de tensión, pequeñas grietas a lo largo de la superficie de la varilla. Las fallas de fatiga por flexión pueden ser identificadas porque la fractura sucede en un ángulo diferente a los 90° del eje del cuerpo de varilla. Por lo general, mientras mayor sea el ángulo de flexión del cuerpo de la varilla, más complicado será el aspecto en las superficies de fracturas. La falla de fatiga por flexión unidireccional puede identificarse por la apariencia en forma de puntas salientes que presenta la superficie de la fractura. Estas características indican desgarramiento bajo cargas compresivas, resultado directo de los esfuerzos de flexión unidireccional. Las fotografías que se encuentran a continuación ilustran u n a f alla de ese tipo.

En las inmediaciones del inicio de la falla se puede ver un gran desgaste localizado debido al roce con el tubing. Esto evidencia la presencia de cargas compresivas que dieron lugar al pandeo de la varilla y a la sobresolicitación. En la zona cercana a la rotura no se observan ni macro-inclusiones ni pits de corrosión ni incisiones mecánicas que pudieran haber actuado como concentradores de tensión. El roce de las varillas con el tubing produce el desgaste de la superficie de la misma. Este rozamiento, por lo general, indica desviaciones de pozo o pozo mal anclado. Las varillas recubiertas pueden someterse a tensiones mayores que las varillas sin recubrir. Sin embargo, los revestimientos quebradizos pueden romperse y esto reduciría la resistencia a la fatiga en comparación con las varillas no revestidas. Por otro lado, la fuerza de adherencia entre recubrimiento y varilla es un factor limitante de la performance y debe tenerse cuidado si la varilla se encuentra sometida a cargas muy elevadas. Las siguientes fotos ilustran las zonas de desprendimiento del revestimiento del bronce al aluminio causado por el rozamiento de las varillas de bombeo con la pared interna del tubing. El contacto entre varillas y tubing se produjo gracias a cargas compresivas y

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flexión lateral. El uso de centralizadores no fue suficiente para evitar dicho roce. En algunas zonas sin revestimiento se observan pits de corrosión sulfhídrica transversales a la orientación del esfuerzo.

Pits de Corrosión

Fallas por Fatiga

Mecanismo de Fallas Mecánicas Indice

Prevención de las Fallas Mecánicas Indice

La prevención de fallas mecánicas de las varillas de bombeo comienza con el diseño. El diseñador determina con que profundidad, tamaño de tubing, volumen de fluido, configuración de la bomba, velocidad de bombeo y sarta de varillas, entre otras cosas, se va a operar. Las varillas de bombeo y las barras de peso son los componentes principales del sistema de bombeo y, además de ser capaces de soportar las fuerzas relacionadas con el bombeo, cada varilla debe ser lo suficientemente fuerte como para tolerar el peso de las que se encuentran debajo de ella. La sarta de varillas debe trasladar la fuerza de bombeo hacia arriba y hacia abajo. Durante el golpe ascendente, el total de las varillas se encuentra tensionado. Si el peso de la sarta supera la fuerza de bombeo necesaria en el golpe descendente, como normalmente lo hace, las varillas superiores estarán en tensión pero las varillas inferiores estarán en compresión y puede producirse pandeo (buckling). Para mantener la sarta de varillas derecha y en tensión a lo largo del ciclo de bombeo, debe colocarse sobre la bomba una larga sección de barras de peso capaces de mantener a la sarta en tensión y de resistir el pandeo.

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El tamaño y la selección de los grados del acero dependen de muchos factores incluyendo el pronóstico de esfuerzos máximos, rangos de esfuerzos y ambientes operativos. Según el diagrama de Goodman modificado, la operación con varillas de bombeo en medios no corrosivos y bajo cargas adecuadas durará aproximadamente 10 millones de ciclos. Sin embargo, la vida bajo fatiga puede verse disminuida dramáticamente aún en ausencia de corrosión si la instalación, diseño de la sarta y manipulación de las varillas no ha sido el apropiado.

La conexión y manipulación adecuada de las varillas ayuda a asegurar que la sarta sea capaz de soportar los niveles de torque. Cada conexión debería chequearse con plantillas de calibración. También debe tenerse cuidado al colocar las varillas dentro de las cuplas ya que si la conexión se realiza violentamente o si la varilla entra torcida, la rosca podría dañarse. En ningún caso se debe martillar las conexiones.

Las varillas deben almacenarse por grado y tamaño. No deben estar en contacto con el suelo si mezcladas con varillas corroídas o dobladas. Las siguientes fotografías muestran el incorrecto almacenamiento de varillas. En la primer figura, las varillas dobladas y/o corroídas se encuentran amontonadas junto con varillas reutilizables. Las varillas retorcidas, dobladas, melladas o corroídas deben considerarse dañadas y, por ello, descartarse. En la fotografía central, las cajas con varillas están apiladas de forma descuidada; las cajas superiores aplastan a las inferiores. Las cajas de varillas nuevas deberían estar guardadas y cerradas hasta el momento en el cual vayan a ser bajadas al pozo. Por último, en la tercer imagen, varias varillas nuevas están encimadas al aire libre y sin separaciones con soportes de madera entre ellas. Las varillas deben almacenarse de manera tal que se minimice el deterioro por exposición a la atmósfera y el daño por el roce entre las mismas. Siempre debe recordarse que la menor marca puede resultar en un concentrador de tensiones y este ocasionar la falla durante la operación.

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Todas las varillas de un mismo pozo deben ser del mismo grado y no deben intercambiarse varillas y cuplas de distintos fabricantes. Además, debería llevarse un registro de la producción diaria, la temperatura y presión pozo abajo, velocidades de flujo y de bombeo, fracciones de agua y gas etc. En caso de presentarse una falla, el estudio del registro puede resultar una herramienta útil para identificar la causa de la misma. También se recomienda llevar el registro del número de ciclos a los cuales han estado sometidas las varillas separadas para reutilización. De esta manera se sabrá si una varilla ya está llegando al límite de su vida útil o si realmente puede reutilizarse. La norma API 11 BR puede utilizarse como guía para el cuidado, almacenamiento, conexión y manipulación de las varillas de bombeo.

Prevención de las Fallas Mecánicas Indice

Defectos de Fabricación Indice

Lamentablemente, ningún fabricante está exento de la posibilidad de trabajar con materia prima defectuosa o de que se produzcan defectos durante la fabricación, por ejemplo, durante la laminación, el forjado o porque el tratamiento térmico resultó en una microestructura de dureza diferente a la especificada. Sin embargo, los defectos de fabricación son raros y no ocurren con frecuencia. A continuación se muestran 2 casos.

La fotografía muestra una varilla de bombeo rota por fatiga. La fractura se inició a partir de una incisión profunda producida por una hojuela de laminación. Esta incisión funcionó como concentrador de tensiones dando lugar al inicio del proceso de fatiga del material. En la segunda imagen puede distinguirse la zona aterciopelada de propagación lenta transgranular, la zona rugosa de propagación más rápida, una

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zona donde se aprecian 2 labios opuestos de rotura dúctil y una zona de desprendimiento muy rugoso.

Zona Rugosa Bordes a

Zona de inicio rotura por fatiga

Zona Aterciopelada

El siguiente es un caso de falla por fatiga a partir de un atrape subsuperficial de dióxido de Zirconio de aproximadamente 3mm de largo originado durante la colada continua de la materia prima.. La rotura presenta dos frentes, uno oblicuo en la capa templada y otro perpendicular al sentido del esfuerzo.

Estriado por fatiga

Defecto de la MP (atrape de ZrO2)

Defectos de fabricación Indice

Los Costos de la Corrosión Introducción Costos Asociados a la Corrosión

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Indice

Introducción “La corrosión es el deterioro de una sustancia, usualmente un metal, o de sus propiedades debido a la interacción con su entorno”

La corrosión no puede erradicarse por completo pero sus efectos pueden ser minimizados. La ingeniería de la corrosión busca reducir los costos asociados a la misma. Para ello se trata de hallar una solución adecuada que tenga en cuenta el costo de los materiales, el de las medidas de prevención a tomar y el costo que representa el cese continuo de la actividad para el reemplazo de las piezas corroídas. Además de estos factores, se debe tener presente que la resistencia relativa de los materiales a la corrosión y el costo de las medidas preventivas complementarias cambian significativamente de un medio corrosivo a otro. Desafortunadamente, el material ideal con excelentes propiedades mecánicas, alta resistencia a la corrosión y bajo costo no siempre es posible de encontrar. La gestión de fallas eficaz en costos comienza con prevención. Pescar y colgar el pozo después de una falla de varilla de bombeo no impedirá su repetición. De hecho, la mayoría de las fallas continuarán con mayor frecuencia hasta que llegue el momento en que toda la sarta de varillas tenga que sacarse y reemplazarse. Las reducciones de frecuencia de fallas que pueden lograrse exigen un análisis preciso de la causa y la implementación de medidas correctivas para impedir su repetición .

Los Costos de la Corrosión Indice

Costos Asociados a la Corrosión Mantenimiento/ reparación/ reemplazos Si la corrosión no es considerada en el diseño inicial del sistema su aparición puede llegar a causar ceses de la actividad frecuentes y necesidad de mantenimiento excesivo, reparación y hasta incluso reemplazo completo de las piezas corroídas para que el sistema pueda seguir operando. Por lo general, el costo de dicho mantenimiento excede el costo que se tendría por evitar el problema en la etapa del diseño a través del uso de materiales resistentes a la corrosión o de la aplicación de medidas de control de la misma.

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Pérdida de producción / tiempo fuera de servicio Cuando ocurre un daño por corrosión y es necesario realizar una operación de mantenimiento o una reparación, se suele interrumpir la producción. Estas interrupciones pueden resultar en una reducción de las ganancias ocasionando un gran impacto económico. Por otro lado, el costo del cese y reinicio de la operación puede llegar a ser considerable. Todo el proceso de pesca de varillas puede llegar a tomar tres o cuatro días, incluso más. Hay que pensar que durante ese tiempo el pozo se encontrará inactivo. Esta inactividad debe mirarse como ganancia perdida.

Los Costos de la Corrosión Indice

Fallas por Corrosión Introducción Formas de corrosión Casos típicos

Introducción La corrosión es uno de los mayores problemas que se pueden presentar y puede resultar en una importante limitación de la performance de los materiales. A menudo, los metales están sujetos a la corrosión electroquímica o a la oxidación resultado de su interacción con el medioambiente en el cual se encuentra. Algunos metales forman óxidos que cumplen una función protectora pero la aparición de estos compuestos no garantiza la ausencia de la corrosión; simplemente disminuyen la velocidad de la misma y, si esta capa fuera removida en algún punto, la corrosión volvería a acelerarse. Los diferentes metales se comportan de manera distinta según la presencia de otro metal (par galvánico), agua ácida o ácido entre otras cosas. El hierro que contiene el acero se combina con la humedad o ácidos para formar compuestos tales como óxido, sulfuro o carbonato de hierro. El agua presente en los pozos puede contener cantidades considerables dióxido de carbono (CO 2) y sulfuro de hidrógeno (H 2S) que son ácidos gaseosos corrosivos presentes en la mayoría de los pozos y alta y fácilmente solubles en agua. Todos los ambientes del pozo son corrosivos hasta cierto punto. La corrosión no puede eliminarse por completo pero es posible controlarla. Para ello Siderca ha desarrollado varillas de distintos grados API y materiales que se seleccionan según el tipo de carga solicitada y grado de corrosión del pozo en el cual serán utilizadas. Por ejemplo, las varillas Grado DCarbon están diseñadas para cargas moderadas en pozos no corrosivos o efectivamente inhibidos. En cambio, para ambientes corrosivos y cargas de bajas a moderadas se recomienda el uso de varillas Grado K.

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Fallas por corrosión Indice

Formas de Corrosión Corrosión uniforme o general Corrosión localizada Cracking por tensión-corrosión (SCC) Desgaste-Corrosión Corrosión Galvánica Fallas por Corrosión Indice 

Corrosión Uniforme o General: La corrosión generalizada es un tipo de corrosión más o menos pareja sobre toda la superficie expuesta. En el caso de las varillas, la corrosión se sucede radialmente hacia el centro a una velocidad uniforme alrededor de toda la superficie. El resultado será progresivamente una varilla de diámetro menor al original. La corrosión uniforme se caracteriza por el aspecto áspero de la superficie y se produce, por ejemplo, por diferencias menores en la composición o en la orientación de pequeñas áreas de la superficie metálica. Cuando la velocidad de corrosión es lineal o disminuye con el tiempo el daño posible puede predecirse. No ocurre así cuando dicha velocidad aumenta con el tiempo. La medición experimental de la corrosión uniforme se realiza basándose en el peso perdido y calculando la pérdida equivalente del espesor. Cuando la velocidad de corrosión es baja, lineal o disminuye con el tiempo, el ataque general puede ser tolerado sin necesidad de control. En caso contrario se sugiere elegir otro tipo de material más resistente o utilizar inhibidores de corrosión.

Formas de corrosión Indice 

Corrosión Localizada: En el ataque localizado, toda o casi toda la pérdida de metal ocurre en áreas relativamente pequeñas. En el caso de varillas de bombeo es muy común que la corrosión localizada sea del tipo pitting (picadura).

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•

Pitting: El pitting es un tipo de corrosión profunda, estrecha y de rápida penetración. Se caracteriza por el ataque corrosivo de una región localizada rodeada por superficies no corroídas o por superficies que han sido atacadas en menor medida. Puede iniciarse tanto en una superficie libre expuesta como en las imperfecciones de las películas protectoras o los recubrimientos. La turbulencia o la aparición de cavitación dentro del pozo producen erosión en las películas protectoras. En aquellos puntos, la película se afina y la acción corrosiva se acelera dando como resultado un pit. El pitting puede tardar en iniciarse pero una vez que lo hace se propaga rápidamente. Esta velocidad, usualmente, disminuye con el tiempo. Una de las complicaciones que tiene la prevención de este tipo de corrosión es que no puede predecirse el lugar exacto en el cual pueden aparecer pits. Tampoco puede saberse con seguridad si el pit más profundo que se midió durante pruebas de corrosión sobre las varillas sea el más profundo que puede llegar a aparecer durante el servicio. La resistencia del acero al pitting depende específicamente de la aleación utilizada y del ambiente en el cual se encuentra.

Formas de corrosión Indice



Cracking por Tensión-Corrosión : Este tipo de falla ocurre por la acción combinada de tracción y corrosión. La morfología de este tipo de rotura son las grietas, generalmente ramificadas, que penetran el metal de forma perpendicular a la dirección de la tensión. En estas grietas pueden encontrarse productos de corrosión aunque la apariencia de la superficie sea limpia y no existan evidencias de corrosión. Existen básicamente tres fenómenos posibles: a) Stress Corrosion Cracking (SCC), b) Cracking Inducido por Hidrógeno y c ) Corrosión-Fatiga. •

SCC:

Es un modo de fractura frágil del acero resultado de la combinación de tensión y un ambiente corrosivo específico. Una falla por tensión se caracteriza por una reducción del diámetro de la zona transversal en el punto de fractura. Las fallas típicas por tensión tienen mitades de fractura cónica y se quiebran o cortan en ángulos de 45° a los esfuerzos aplicados. La susceptibilidad al cracking es función de la resistencia del acero, la carga a la que está sometido, la presión parcial de los gases y la temperatura. En sistemas CO2-SH2-H2O, el dióxido de carbono se comporta como “contribuyente” antes que como factor primario en la rotura. El sistema CO-

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CO2-H2O produce SCC en aleaciones bajas de acero. En cambio, el sistema CO2-H2O no suele causar SCC en aceros salvo bajo condiciones extremas, por ejemplo, elevada tensión y alta presión parcial del dióxido de carbono. Un ejemplo típico de SCC es el cracking por la presencia de sulfhídrico (Sulfide Stress Cracking, SSC). La acción del ácido carbónico y ácido sulfhídrico están tratadas por separado más adelante en este mismo capítulo (Casos típicos).

•

Cracking Inducido por Hidrógeno:

El hidrógeno atómico producido en la superficie del metal por una reacción de corrosión puede ser adsorbido dentro de la varilla produciendo su fragilización. En consecuencia, frente a tensión (stress), la varilla se romperá. Este proceso recibe el nombre de Hydrogen Induced Stress Corrosion Cracking (HSCC). Tanto el CO 2 como el SH2 reaccionan dando lugar a la aparición de átomos hidrógeno en el medio (los mecanismos se verán más adelante en las secciones correspondientes a cada gas) que interactúan con la matriz del acero reduciéndose y, en consecuencia, adsorbiéndose sobre el metal y provocando la pérdida de ductilidad. +

H

•

+ e

-

↔

Had + H2O Reducción del hidrógeno

Fatiga-Corrosión

La performance de los metales bajo cargas cíclicas repetidas está gobernada por el fenómeno de fatiga. En dichas condiciones, los metales fallan frente tensiones menores a aquellas que caracterizan sus condiciones mecánicas normales. El fenómeno de fatiga-corrosión resulta de la acción de ciclos de tracción en un medio corrosivo. Puede ocurrir, por ejemplo, frente a la presencia de CO 2 y/o SH2 como medios corrosivos. En ambientes no corrosivos, la mayoría de los metales tienen un límite de tensión debajo del cual el material puede estar sometido a stress sin fallar. Este valor recibe el nombre de resistencia o límite de fatiga. Bajo condiciones de fatiga-corrosión existe un límite de fatiga-corrosión definido como el valor máximo de tensión al cual no ocurre falla durante una gran cantidad de ciclos. La falla por fatiga-corrosión comienza en forma de pequeñas grietas que crecen bajo la acción de los esfuerzos cíclicos. Puesto que la carga aplicada se distribuye casi igualmente sobre la superficie completa transversal de la sarta, todo daño que reduce la superficie transversal aumentará la carga o el esfuerzo en ese punto. Una pequeña grieta se propagará perpendicularmente a la línea de esfuerzo o al eje del cuerpo de la varilla reduciendo la zona transversal efectiva de la varilla de bombeo hasta que no quede suficiente metal para sostener la carga y la varilla se fracture. Por ello es importante considerar los factores que afectan la performance del acero bajo estas condiciones. Dichos factores son:

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

Composición química del acero. Está relacionada con la resistencia a la fatiga a la vez que con la resistencia a la corrosión.



Naturaleza de los ciclos de tensión. La resistencia a la fatigacorrosión bajo cargas axiales (tensión-compresión) suele ser menor que bajo cargas de flexión rotativa. Además, el efecto desfavorable de la corrosión sobre la resistencia a la fatiga es mucho mayor en torsión que en flexión.



Frecuencia de carga. La frecuencia de los ciclos de carga gobierna sobre el tiempo durante el cual el material se encuentra sometido a tensión y corrosión simultáneamente.



Efecto del ambiente. El efecto del medio depende de la resistencia del acero al daño por corrosión en ese ambiente.

El comportamiento general del material bajo tensiones cíclicas en un ambiente corrosivo depende del efecto de la acción combinada de los factores nombrados. En un sistema extremadamente corrosivo, la resistencia a la fatiga dependerá más bien de la resistencia a la corrosión del material que de sus propiedades mecánicas intrínsecas. Formas de corrosión Indice 

Desgaste-Corrosión: Los daños superficiales producidos por erosión, cavitación o rozamiento son, a menudo, difíciles de identificar. La erosión y la cavitación están asociadas al flujo de fluidos. El rozamiento resulta del movimiento relativo entre dos superficies en contacto.

•

Erosión-Corrosión: Puede suceder cuando los fluidos líquidos o gaseosos contienen partículas y la velocidad de flujo es suficiente para remover productos de corrosión que estén débilmente adheridos al cuerpo de la varilla. La remoción de esta capa protectora acelera el proceso de corrosión en aquellos puntos que han quedado desprotegidos.

•

Cavitación: Cuando se produce cavitación, aparecen burbujas que colapsan contra la superficie de las varillas. El daño por cavitación se caracteriza por tener la apariencia de cráteres redondeados. El cambio en la dirección de flujo o la reducción en el área de pasaje del fluido causan la disminución de la presión. En consecuencia, se forman burbujas de vapor o de gas. La magnitud del diferencial de presión

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gobernará la implosión de las burbujas y el daño producido sobre la superficie metálica.

•

Rozamiento: Este fenómeno es bastante diferente a los discutidos en los párrafos anteriores pero la apariencia de la superficie es similar a la producida por erosión-corrosión. El rozamiento de debe al contacto entre superficies y usualmente está acompañado de cantidades visibles de productos de corrosión. Por ejemplo, un “barro” marrón-rojizo de óxido de hierro.

La Figura es un ejemplo de daño relacionado con una guía para varilla. La varilla de la izquierda es una varilla de bombeo de alta resistencia a la tensión. El flujo turbulento asociado a las guías cortas para varillas moldeadas por inyección de extremo romo, permitió la aparición de fisura por corrosión en la zona crítica de lavado alrededor del extremo de la guía. La del medio es una muestra de falla del tipo erosión-corrosión resultando del uso de guías cortas con extremo romo en un tubing de diámetro pequeño y con altas velocidades de fluido. El pit formado tiene bordes afilados si están acompañados de CO2 o bordes biselados si el agente corrosivo es el SH2. El ejemplo a la derecha es desgaste por rozamiento debido a una guía moviéndose hacia arriba y hacia abajo sobre el cuerpo de la varilla durante el ciclo de bombeo. Formas de corrosión Indice 

Corrosión Galvánica: La corrosión galvánica puede ocurrir cuando se forma un par eléctrico entre metales o aleaciones. El ataque en uno de los metales o aleación se acelera a medida que en el otro se desacelera. Este tipo de corrosión depende de varios factores: a) La diferencia de potencial entre metales o aleaciones, b) La naturaleza del ambiente en el cual se encuentren, c) La polarización del metal o aleación y, d)

La relación geométrica de los componentes.

La diferencia de potencial ocasiona el flujo de electrones. El metal o aleación más activo se comporta como ánodo y el menos activo cumple la función de cátodo. 21


Algo bastante importante es que las varillas nuevas parecen corroerse más rápidamente que las varillas más viejas de la misma sarta. Esto ocurre porque dos varillas formaran una celda de corrosión galvánica si las condiciones físicas de una son diferentes de las de la otra. Como las varillas nuevas son introducidas al pozo sin depósitos de corrosión, son preferentemente corroídas frente a varillas que ya están recubiertas con dichos compuestos. La corrosión del acero comienza muy agresivamente pero, por lo general, se desacelera ni bien se forma una película de productos de corrosión (escamas) sobre la superficie del metal. Por ejemplo el CO2 genera escamas de carbonato de hierro. Estas recubren la varilla y retardan la penetración, en consecuencia, la corrosión se desacelera. Sin embargo, si este recubrimiento se rompe continuamente por un movimiento de flexión o si es removido por desgaste, la corrosión local agresiva continuará sobre aquella área que haya quedado expuesta dando lugar a la aparición de pits (hoyos, picaduras) profundos. Formas de corrosión Indice

Casos Típicos Corrosión ácida Corrosión por cloruros Corrosión por CO2 Corrosión por SH2 Corrosión por Oxígeno Corrosión Bacteriana

Fallas por Corrosión Indice 

Corrosión Acida: Las compañías de servicio utilizan ácidos para la estimulación y la limpieza de los pozos. Todo trabajo realizado con ácido debería tener un inhibidor mezclado con el ácido previo a su inyección. Los ácidos gastados aún son corrosivos para el acero y deberían ser retirados con agua hasta su total recuperación. En contadas ocasiones, el agua producida contiene ácidos orgánicos que se han formado pozo abajo tales como ácido acético, clorhídrico y sulfúrico. La corrosión ácida consiste en la reducción del diámetro del material dejando la superficie con nódulos de apariencia filosa, en forma de plumados o tipo telaraña. Estos pits no presentan formación de escamas metálicas.

Casos típicos Indice 22




Corrosión por Cloruros: La presencia de cloruros contribuye al aumento de la probabilidad de falla por corrosión ya que son altamente absorbidos por el acero. La corrosividad del agua aumenta proporcionalmente a la concentración de cloruros. Los inhibidores de corrosión tienen mayor dificultad para alcanzar y proteger la superficie de las varillas de bombeo en los pozos con alta concentración de estos iones. Este tipo de ataque tiene la tendencia de ser más agresivo sobre las varillas de acero al carbono que sobre las de aleaciones de acero. Los cloruros tienden a corroer toda la superficie de la varilla dando lugar a pits poco profundos, de forma irregular y base chata además de bordes afilados. La norma NACE MR0176-94 indica que se debe considerar condición de servicio con alta cantidad de cloruros cuando la cantidad de sólidos disueltos exceda 10,000 mg/lt y/o el total de cloruros sea mayor a 6,000 mg/lt. Los cloruros disueltos en agua pueden provocar Chloride Stress Corrosion Cracking (CSCC) por la acción combinada de tensión y corrosión. Siguientes fotos muestran la superficie de la varilla con pits de corrosión por cloruros. En la segunda foto puede apreciarse el pit de 1.8mm de profundidad a través de una lupa.

Casos típicos Indice



Corrosión por Dióxido de Carbono: La corrosión en pozos de petróleo dulce (en ausencia de SH 2) usualmente se vuelve seria cuando el pozo ya ha estado produciendo por varios años y está asociada con el agua de producción con alto contenido de sales. Generalmente, los pozos de petróleo se convierten en corrosivos cuando el agua de producción alcanza el 40-50% del total del fluido. El dióxido de carbono no es corrosivo en ausencia de agua. El CO2 se combina con el agua para formar ácido carbónico que disminuye el pH. La velocidad de corrosión del acero por dióxido de carbono libre de oxígeno está controlada por

23


la cinética del hidrógeno. En principio, el hidrógeno generado por la disociación de dicho ácido en el agua difunde hacia la superficie del metal en donde es reducido. CO2 + H2O Carbónico

↔

H2CO3

H2CO3 + H2O

↔

HCO3 + H3O Disociación

-

+

H3O + hidrógeno

e

-

↔

Formación Ac. +

Had + H2O Reducción del

Desde este punto de vista, no existiría diferencia entre esta evolución de hidrógeno y la de ácidos minerales diluidos pero experimentalmente se ha demostrado que la formación de hidrógeno también procede por medio de un mecanismo secundario. La diferencia más importante con el mecanismo anterior es que, en el segundo caso, la hidratación del dióxido de carbono a ácido carbónico es una reacción heterogénea que ocurre sobre la superficie metálica. El ácido carbónico adsorbido puede reducirse o disociarse para dar átomos de hidrógeno que luego son reducidos. CO2

↔

CO2ad Adsorción

CO2ad + H2O met.

↔

-

H2CO3ad + e Ac. Carbónico

↔

H2CO3ad + H2O H3O+ + hidrógeno

-

e

H2CO3ad Reacción sobre sup.

↔

↔

-

Had + HCO3 ad Reducción +

-

H3O + HCO3 Disociación Had + H2O

Reducción del

En cualquiera de los casos, el ataque al acero es rápido y los átomos de hidrógeno adsorbidos pueden ser absorbidos por el metal causando fragilización. La adsorción de moléculas de CO 2 está acompañada por la interacción con los • enlaces Fe-H dando lugar a la formación de radicales (COOH ) del ácido acético sobre la superficie. Su posterior hidratación produce la quimisorción del ácido carbónico. Todas estas especies pueden ser reducidas para dar como resultado átomos de hidrógeno y bicarbonato adsorbidos o pueden disociarse produciendo iones de hidrógeno que luego son reducidos. La severidad de la corrosión es función de la temperatura, la presión parcial del CO2, el pH, el tipo de aleación y el tiempo de exposición. Además, aumenta con la temperatura y la presión parcial de dióxido de carbono ya que la solubilidad del dióxido de carbono crece con dichos factores. Como primer aproximación, la presión parcial del CO2 es útil para predecir la corrosividad. Una presión parcial mayor a 30 psi usualmente indica condición favorable para la corrosión. En cambio, valores entre 3 y 30 psi indican posibilidad de condición favorable para la corrosión. Por último, presiones parciales menores a 3 psi se consideran nocorrosivas.

24


El daño por corrosión dulce en las varillas de bombeo puede tomar la forma de pitting severo o de grietas finas no siempre obvias. Los problemas más graves suelen ocurrir en el pin y en las cuplas. Los pits son de base redonda, profundos con bordes filosos. Sus bases están recubiertas por escamas de carbonato de hierro, depósito adherente gris generado por la combinación del ácido carbónico con el hierro del acero. Fe + H2CO3 ↔ FeCO3 Carbonato de Hierro Cuando el medio se satura de FeCO 3, este se deposita sobre el acero formando una capa pasiva protectora. El ataque localizado ocurre en los sitios que no han sido protegidos por FeCO 3 y se detiene ante su aparición. Las siguiente foto es un ejemplo de pitting por carbónico en una varilla de bombeo. La micrografía muestra un ejemplo de pits de corrosión carbónica aumentados 200 veces.

FeCO3

Las siguientes fotografías muestran la zona de ataque corrosivo por dióxido de carbono en el cuerpo de una varilla de bombeo. La muestra tiene 400 mm de largo.


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

Corrosión por SH 2 (Acido Sulfhídrico): En ausencia de medidas de protección, la presencia de ácido sulfhídrico o sulfuro de hidrógeno equivale a cientos de dólares por pozo por mes cada vez que se produce una falla por la corrosión de los equipos. La corrosión por sulfhídrico generalmente comienza lentamente y aumenta su velocidad con el tiempo. El SH2 no es corrosivo en ausencia de humedad pero si lo es en su presencia. Además, se convierte en altamente corrosivo con incluso una pequeña traza de O2. Su corrosividad también puede ser afectada por el contenido de dióxido de carbono. El mecanismo general de este tipo de corrosión puede ser expresado, simplificadamente, aunque no completamente correcto químicamente, de la siguiente manera SH2 + Fe + H 2O



+

FeS + 2 H

Como se ve en la reacción química, la corrosión por sulfhídrico no necesita de la presencia de oxígeno o ácido carbónico. Sin embargo, su presencia acelera grandemente la corrosión ácida. De hecho, alguno de ellos siempre está presente cuando la corrosión sulfhídrica es un problema grave. El sulfuro de hierro (FeS) producido es altamente insoluble y se adhiere a la superficie del acero como polvillo negro o escamas que actúan como cátodos sobre el acero acelerando la corrosión. Esta reacción resulta en un picado profundo, base redonda y bordes suaves. Otro mecanismo corrosivo presente es la fragilización por hidrógeno que hace que la superficie de fractura tenga una apariencia frágil o granular. El inicio de un punto de fractura puede o no ser visible y la parte dúctil puede no estar presente en la superficie de la fractura. El hidrógeno atómico se absorbe en el acero perdiendo, de esta manera, ductilidad. La fragilización del acero producida de esta manera en conjunto con la tensión pueden producir la fractura de la varilla. Este fenómeno recibe el nombre de Sulfide Stress Cracking (SSC) y su ocurrencia depende de varios factores: (1) Composición química del metal, resistencia, tratamiento de calor y microestructura. (2) Concentración de iones en el ambiente (pH) (3) Concentración de H 2S y presión total (4) Tensión aplicada (5) Temperatura (6) Tiempo de exposición. La norma NACE MR0176-94 indica que se debe asumir que el pozo es corrosivo si la presión parcial de sulfhídrico es igual o mayor que 0.050 psi (0.35 kPa). La Norma NACE MR0175-2001 cuenta con gráficos muy útiles para, a partir de la presión total y el contenido de sulfhídrico, saber si las varillas están operando bajo peligro de SSC. En las siguientes imágenes puede apreciarse la capa de sulfuro de hierro sobre el cuerpo de una varilla corroída por sulfhídrico.

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SFe

Usualmente los pits son pequeños, al azar y están esparcidos por toda la superficie de la varilla. En sus bases también pueden encontrase pequeñas fisuras provocadas por concentración de tensiones y por fragilización.

La micrografía muestra un corte longitudinal de un pit de corrosión sulfhídrica con fisura de 1 mm aumentado 50 veces.

El examen del extremo roto de una varilla de bombeo que ha fallado en servicio generalmente revela una superficie lisa que se extiende aproximadamente por sobre la mitad de la rotura. La sección restante muestra una rotura dúctil con irregularidades donde se produjo la separación definitiva. Muchas veces se puede encontrar evidencia del agrietamiento inicial en el lateral esta zona. Este tipo de falla se llama falla por corrosión-fatiga.

En la foto se muestra una varilla de bombeo de un pozo PCP que se rompió por fatiga bajo esfuerzos de torsión alternativa a partir de pits de corrosión sulfhídrica que actuaron como concentradores de tensión. Puede observarse claramente el mecanismo de propagación de la falla explicado en el párrafo anterior.

27


Casos típicos Indice 

Corrosión por Oxígeno: La velocidad de corrosión por oxígeno depende de factores tales como temperatura, erosión de la superficie metálica, películas de corrosión y disponibilidad y tipo de electrolito. Uno de los factores más importantes es la presencia de agua de servicio como electrolito y el contenido de sales en la misma. La corrosión por oxígeno es más severa cuanto más salada es el agua y su velocidad es directamente proporcional a la concentración de oxígeno disuelto, el contenido de cloruros del agua producida y/o la presencia de otros gases ácidos. A pesar de que aún se desconocen algunos detalles de la química de la corrosión por oxígeno, la reacción puede explicarse de la siguiente manera: 2 Fe + 3/2 O 2 + H2O  2 FeO + 2 OH -  Fe2O3 + H2O Este tipo de corrosión puede identificarse por la coloración amarilla del óxido ferroso (FeO) y naranja del óxido férrico (Fe 2O3) sobre la superficie del acero. En el caso de los pozos petroleros, la corrosión por oxígeno no es la dominante pero el agua producida a veces contiene oxígeno disuelto y, aunque los hidrocarburos no reaccionan con el oxígeno a la temperatura del reservorio, el crudo contiene otro tipo de compuestos orgánicos que reaccionan fácilmente con él. Este tipo de corrosión se presenta generalmente en cuplas y, rara vez, en el upset de la varilla. Es aún menos probable que suceda en el cuerpo. De hecho, cuando la corrosión por oxígeno es muy agresiva puede desgastar las cuplas sin dañar las varillas de bombeo. La norma NACE MR0176-94 recomienda que en caso de detectar la presencia de oxígeno en el sistema, se haga todo lo posible para eliminarlo o disminuir la cantidad de oxígeno disuelto a menos 50 ppb. Concentraciones mayores pueden provocar corrosión severa. Los pits producidos de esta manera son poco profundos, de base chata y ancha con tendencia a combinarse entre ellos. El aspecto del pitting depende, además, de la presencia de CO2, SH2 y cloruros.

La foto muestra el efecto del oxígeno combinado con los de dióxido de carbono (izquierda), ácido sulfhídrico (centro) y cloruros (derecha).

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Las muestras de las varillas en la figura exhiben los efectos de corrosión por CO2 en combinación con oxígeno cerca de la cebolla (izquierda) y la corrosión por CO2 en el cuerpo de la varilla (derecha).

Casos típicos Indice 

Corrosión Influenciada Microbiológicamente (MIC): El mecanismo de corrosión por microorganismos no implica ningún principio nuevo. Algunos tipos de bacterias o microbios pueden tener influencia sobre la corrosión cuando su metabolismo produce especies corrosivas en un medio que, en caso contrario, sería inocuo o cuando producen depósitos que pueden llevar a un ataque electroquímico. En general, este último efecto es un tipo de corrosión localizada pero se necesita de un análisis bioquímico para identificar el microorganismo. El control de la población bacteriana mediante el uso de biocidas es fundamental. El ciclo reproductivo de las bacterias es exponencial y puede ser de unos cuantos minutos, es decir, un sistema puede quedar totalmente fuera de control en pocas horas. En otras palabras, la presencia de bacterias conduce a una velocidad de ataque mayor que la esperada. Sin embargo, muchos microorganismos pueden adaptarse a ciertas toxinas y el control a veces no es sencillo. También deben tenerse en cuenta las políticas de protección del medio ambiente. Por lo general, los productos nocivos para los microorganismos también lo son para los animales superiores y los seres humanos. Por su metabolismo, las bacterias pueden introducir al medio especies tales como ácidos, sulfuros etc. Pueden participar en forma directa o indirecta en la reacción electroquímica. Algunas bacterias oxidan el sulfuro de hidrógeno (SH 2) a azufre elemental y a sulfatos; otras especies pueden revertir ese proceso o bien ser productoras de sulfhídrico.

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La foto muestra dos ejemplos de corrosión sulfhídrica por presencia de bacterias en cuplas.

Esta imagen muestra el ataque corrosivo producido por bacterias en una varilla de bombeo.


Técnicas Para Predecir la Corrosión Indice Las siguientes son pruebas que pueden llevarse a cabo para predecir la severidad de la corrosión.

Análisis de los Fluidos Producidos Lamentablemente no existe una correlación que indique las cantidades exactas de SH2, CO2 y H2O que pueden producir la falla pero el análisis de los fluidos puede indicar que cantidad de los mismos está presente y servir como indicador.

Registro

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Llevar un registro de las fallas ocurridas en el pozo puede ayudar a determinar la magnitud y severidad de la corrosión en el pozo. Estos registros también pueden utilizarse para calcular el costo de la corrosión y la efectividad del programa de control. Las fallas en los equipos no predicen la corrosión pero si pueden indicar cuales son los problemas que deben ser solucionados.

Contenido de Hierro El “contenido hierro” se refiere a la concentración de hierro disuelto en el agua producida expresado en mg/lt o en ppm. Quien monitoree la corrosión por medio de este método debe especificar si el mismo está basado en el fluido total producido y si el hierro reportado se refiere a hierro soluble, iones ferroso o hierro total. El monitoreo de la corrosión por este método puede realizarse en el campo sin costo, fácil y rápidamente. Sin embargo, no siempre refleja la realidad y, de ser posible, debe realizarse en combinación con otras técnicas de monitoreo de la corrosión. Si la corrosión es uniforme, la cantidad de hierro medida en el agua será alta pero el daño puede ser pequeño. O bien, si la corrosión está ocurriendo en forma de pitting profundo, el conteo de hierro puede resultar bajo pero el daño ser importante. Por lo general, el conteo de hierro en fluidos que contienen sulfhídrico u oxígeno disuelto no son confiables debido a la precipitación de sulfuro de hierro en el sistema. La correcta aplicación de este método y las recomendaciones para su uso se encuentran en la Norma NACE Estándar RP0192-98.

“Coupon” El plato de prueba de corrosión o “coupon” es otra herramienta que se utiliza para evaluar la corrosión. El coupon de metal, generalmente acero con bajo contenido de carbono, se coloca en contacto con el fluido del pozo durante 2 o 4 semanas. La pérdida de peso del mismo durante ese tiempo se utiliza como medida de corrosión. Este método asume que la corrosión es uniforme aunque no siempre es así. El cálculo de la velocidad de corrosión en “milímetros por año” (mpy en inglés) se hace de acuerdo a la siguiente ecuación: Mpy = M

x

1000

ρ x 16,387 x A x Y

donde M= peso de metal perdido en gramos 3 ρ= gravedad específica del metal en grs/cm A= area en pulg2 Y=años (días/365) Una limitación obvia de los coupons es que indica la corrosión solo en el punto en donde fue colocado. Colocar varios coupons a distintas profundidades para obtener más datos puede resultar muy costoso. Por otro lado, la deposición de escamas y de parafinas sobre el coupon puede producir medidas erróneas. La

31


corrosión depende de la presión, la temperatura y la velocidad de flujo entre otros y no se puede asegurar que el coupon se haya colocado en la región más desfavorable.

Inspección del Equipo Los caliper surveys (calibradores de inspección) se usan como índice de corrosión. Este tipo de herramientas consiste en un número de sondas periféricas que actúan como agujas detectando la profundidad de los pits. Debe tenerse en cuanta que existe la posibilidad de que las sondas no detecten todos los pits o que solo entren parcialmente. Por otro lado, los productos de corrosión pueden enmascarar la verdadera condición de los caños. El uso de estos equipos en tubings con recubrimientos internos no es adecuado porque pueden producir daño sobre dicho recubrimiento. Otra desventaja es que remueven las capas protectoras de productos de corrosión y, si el pozo no está siendo tratado con inhibidores se está permitiendo el aumento de corrosión. En el caso de corrosión sulfhídrica, la naturaleza insoluble de los productos de corrosión impide que se obtengan resultados exactos ya que el capiler puede no ser capaz de quitar las escamas de los pits y, en consecuencia, no detectará corrosión o, en caso de sí detectarla, indicará profundidades de pits menores a las reales. Para aumentar la exactitud puede colocarse un cepillo delante del caliper que vaya removiendo las escamas. De todas formas, las medidas obtenidas son optimistas y tienen un carácter más bien cualitativo que cuantitativo de la corrosión. Las observaciones hechas en una inspección visual son útiles en los equipos que están sobre la superficie y pueden estar indicando la existencia de condiciones de corrosión pozo abajo.

Indice

Métodos de Control de la Corrosión Introducción Selección de Materiales Uso de Inhibidores Uso de recubrimientos Indice

Introducción

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Para reducir los costos que ocasionan las intervenciones frecuentes es necesario seguir un programa de control de corrosión. El uso de estos programas no solo puede lograr el ahorro de miles de dólares por pozo por mes sino que también puede significar el aumento de las ganancias debido a que el pozo podrá estar produciendo en forma continua durante períodos más largos de tiempo. El control de la corrosión comienza con el estudio de las condiciones del pozo, es decir, contenido de ácido sulfhídrico, dióxido de carbono, oxígeno y cloruros entre otros, el diseño del pozo teniendo en cuenta dichas condiciones y la selección de los materiales adecuados. Los programas de diseño por computadora que se ofrecen comercialmente permiten que el diseñador de sistemas optimice los equipos de producción al costo más bajo para las condiciones de pozos existentes en el momento del diseño. Sin embargo, un buen diseño inicial puede convertirse en mal diseño si las condiciones del pozo cambian. Los cambios en corrosividad de fluidos pueden afectar la vida de resistencia a la fatiga de las varillas y pueden dar lugar a fallas prematuras. La siguiente tabla muestra la clasificación de la pérdida de metal por corrosión en distintos ambientes según la norma NACE MR0176-2000.

< 25% agua Pérdida de Metal por Corrosión Suave

< 10 ppm SH2 < 250 ppm CO 2 25% < % agua < 75%

Pérdida de Metal por Corrosión Moderada

10 ppm < ppm SH 2 < 100 ppm 250 ppm < ppm CO 2 < 1500 ppm > 75% agua

Pérdida de Metal por Corrosión Severa

> 100 ppm SH 2 > 1500 ppm CO 2

* Nota: Las altas concentraciones de CO2 a bajas presiones no son corrosivas, por ejemplo, en pozos con menos de 300m (1000ft) de profundidad.

Si bien no existe un consenso sobre cual es la combinación de agua, CO2 y SH2 que producen condiciones de corrosión severa, moderada o suave, esta tabla puede utilizarse como herramienta orientadora de las condiciones corrosivas bajo las que se estará trabajando. Puede suceder que las cantidades presentes de dichos constituyentes no entren de manera clara en ninguna de las 3 clasificaciones presentes en la tabla. Allí entra en juego la experiencia del operador en conjunto con los análisis de fallas precedentes, si los hubiera, para lograr una clasificación apropiada. Además de los tres constituyentes nombrados, existen otros factores que también pueden influir en la corrosión:

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

Oxígeno. La presencia de oxígeno puede resultar destructiva para el sistema. Si se descubre oxígeno en el sistema, debe hacerse lo posible para eliminarlo o, al menos, disminuir su concentración por debajo de los 50ppb.



Cloruros. La alta concentración de cloruros conduce a corrosión localizada. Debe asumirse que existen condiciones favorables para el pitting por cloruros cuando el total de sólidos disueltos excede los 10.000mg/lt y/o cuando el total de cloruros excede los 6.000 mg/lt.



Presión de SH2. Se debe asumir el servicio bajo condiciones Sour cuando la presión parcial de ácido sulfhídrico es igual o mayor que 0.35 kPa (0.050 psi).



Contenido de Agua. En general, si el contenido de agua es superior al 20 %, el fluido se presenta como una fase acuosa con gotas de petróleo. Por lo contrario, si el contenido de agua es menor que el 20%, la apariencia del fluido es la de una fase de petróleo con gotas de agua. Si el contenido de agua es mayor al 20%, deben utilizarse inhibidores.



Temperatura. Cuanto mayor es la temperatura, mayor es la velocidad de la corrosión. Temperaturas por debajo del punto de cristalización de las parafinas ocasionan la deposición de una película que puede actuar como barrera contra la corrosión.



pH. El pH en el fondo del pozo es, frecuentemente, menor (más ácido) que el que puede medirse en la superficie. Posteriormente a la acidificación, el pH debería ser monitoreado.



Presión del sistema. La presión no influye directamente sobre la velocidad de corrosión general. Sin embargo, la presión del sistema si tiene efecto sobre las presiones parciales de los ácidos sulfhídrico y carbónico. De estas presiones parciales depende, en parte, la naturaleza corrosiva de los fluidos.



Velocidad de flujo. Generalmente, a mayor velocidad de flujo a través de la bomba, mayor será la pérdida de metal debida a erosión-corrosión.



Abrasión. La abrasión no resulta solo de los fluidos producidos sino que también de los productos de corrosión, por ejemplo, sulfuro de hierro. Si el fluido contiene más de 100 ppm de sólidos, se dice que existen condiciones abrasivas.

Cuando la corrosión es suave, el ataque en las varillas y en los tubings es evidente pero, aún así, pueden llegar a durar sin fallar por corrosión más de 3 años con o sin tratamiento con inhibidores. La corrosión moderada ocurre a altas velocidades y la falla 34


por corrosión puede presentarse antes del año de servicio a no ser que se aplique un tratamiento de inhibición efectivo.

Métodos de control de la corrosión Indice

Selección de los Materiales Métodos de Control de la Corrosión Indice La selección del acero adecuado depende del ambiente y las condiciones del pozo en el cual serán utilizados. En el caso de las varillas de bombeo, los factores a tener en cuenta son, básicamente, la resistencia a la fatiga y los agentes corrosivos a los que van a estar expuestas. El 60-80% de las fallas de las varillas de bombeo ocurre en el cuerpo, el resto en las conexiones. Estas fallas suceden, por lo general, por la combinación de fatiga y corrosión. Dependiendo del ambiente al cual la varilla se encuentre sometida, el tratamiento térmico y la composición química de la misma puede tener efectos significativamente diferentes en su duración. En ambientes con SH 2, la fatiga-corrosión puede verse acelerada por efectos de SSC o hidrógeno. En estos casos, puede suceder que las varillas con una dureza por sobre HRG 22 no se desempeñen tan bien como las de menor resistencia. En pozos dulces, los aceros de baja aleación pueden tener ventajas sobre el acero al carbono en cuanto a la resistencia a la corrosión. En los pozos con packer, probablemente la mejor alternativa técnico-económica son las varillas de bombeo revestidas dado que las alternativas de inhibición para este caso son muy costosas y a veces inviables. La norma NACE Standard MR0176-94 especifica los requerimientos de los materiales metálicos en la construcción de bombas mecánicas para el servicio en ambientes corrosivos. API Spec 11 AX, “Specification for Subsurface Sucker Rod Pumps and Fittings” provee los requerimientos dimensionales que aseguran la intercambiabilidad de las partes. API RP 11BR, “Recommended Practice for Care and Handling of Sucker Rods” complementa la API Spec 11 AX proveyendo de métodos de control por tratamiento químico y la norma NACE MR0175-2001 orienta acerca de cuales son los materiales metálicos resistentes a SSC. La metalurgia y las propiedades de las varillas de bombeo se encuentran en la norma API Specification 11 B. Las propiedades químicas y mecánicas están reproducidas en la siguiente tabla: Grado

Composición Química

Resistencia a la tensión, psi Min. Max.

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K C D

AISI 46XX * AISI 1036 ** Carbon o Alloy

85.000 90.000 115.000

115.000 115.000 140.000

*No restringida a acero AISI 1036 **Cualquier composición que pueda ser efectivamente tratada con calor hasta el máximo valor de resistencia

Todas las varillas de bombeo de Siderca se fabrican según estas especificaciones. Las varillas grado C son adecuadas para cargas bajas y medianas es pozos no corrosivos. El grado K se recomienda para cargas bajas a medianas en pozos corrosivos y las varillas grado Dcarbon y Dalloy están especialmente diseñadas para cargas moderadas y cargas altas respectivamente en pozos no corrosivos (o inhibidos adecuadamente). Las varillas grado KDSpecial son adecuadas para trabajar bajo cargas de moderadas a altas en medios muy corrosivos. Además, Siderca cuenta con las varillas Premium con mayor resistencia mecánica, aptas para ser utilizadas en altas cargas y en pozos profundos. Ver Siderca Varillas de Bombeo

Métodos de control de la corrosión Indice

Uso de Inhibidores Introducción Técnicas de aplicación Selección del método más adecuado Métodos de control de la corrosión Indice

Introducción El uso de inhibidores ha demostrado ser una forma efectiva de control de corrosión en varillas de bombeo y en tubings. Un inhibidor de corrosi ón es una sustancia que, cuando es adicionada al medio, disminuye la velocidad de ataque del mismo. Estos inhibidores controlan la corrosión al formar una película sobre la superficie metálica. Algunos retardan la corrosión al recubrir por adsorción la superficie metálica con una película fina e invisible de pocas moléculas de espesor. Otros forman precipitados voluminosos que recubren el metal y lo protegen del ataque. Un tercer mecanismo consiste en causar la corrosión del metal de tal manera que la adsorción de los productos de corrosión forme una capa pasiva sobre la superficie. Por lo general, los inhibidores utilizados en los pozos petroleros son compuestos que tienen un extremo polar altamente reactivo y otro soluble en petróleo. El grupo polar se adsorbe a la superficie metálica dejando la zona soluble en petróleo expuesta al flujo de fluido. De esta manera se forma una película (film) de petróleo que previene el contacto con el agua y, en consecuencia, la corrosión. 36


Para lograr una correcta inhibición, debe impedirse la entrada de aire que puede producirse cuando las válvulas de purga del casing se dejan abiertas a la atmósfera o si los sellos de cabeza de pozo no mantienen el vacío. Una forma de proteger las varillas durante su instalación es adicionar previamente una mezcla de inhibidor y diesel o crudo a través del tubing. A medida que las varillas pasan a través de esta mezcla, se forma una película protectora sobre su superficie. Un tratamiento inicial adicional es agregar inhibidor al casing/tubing y circular el pozo para desplazar volumen del anular antes de comenzar la producción. Las varillas de bombeo nuevas deben protegerse por medio de un tratamiento con inhibidores de corrosión porque, al ser introducidas en el pozo, pueden sufrir de corrosión acelerada en las zonas donde el recubrimiento esté dañado. Este fenómeno se produce aún en fluidos ordinariamente no corrosivos debido a la cupla galvánica que se forma entre las varillas nuevas y las viejas. El uso de inhibidores luego de la instalación de las varillas alarga su vida útil. Cuando las condiciones de carga se asemejan al valor de tensión máximo para el cual está diseñada la varilla, la tolerancia al pitting, aún a los más pequeños, se reduce dramáticamente. La toma de medidas de control de la corrosión adecuadas puede aumentar el número de ciclos de carga soportados antes de fallar por fatiga. Las varillas de bombeo ya usadas que deseen almacenarse para ser puestas en servicio en el futuro deben lavarse y revestirse para prevenir el contacto con la humedad ambiental y evitar su corrosión. Los pozos completos sin packer son normalmente tratados descargando el químico por el anular. El inhibidor cae al fondo del pozo y entra al tubing con los fluidos producidos (Figura). En estos casos, se puede obtener un beneficio adicional haciendo circular un volumen equivalente al del tubing por el anular antes de que el pozo se ponga nuevamente en producción. Es muy importante seleccionar el mejor inhibidor o evaluar el mejor tipo de inhibidor para cada pozo. Dos aspectos importantes a tener en cuenta son a) la formación del film y b) la reparación del mismo. Las películas inhibidoras rara vez son perfectas y pueden deteriorarse por, por ejemplo, abrasión. La mayoría de los inhibidores solubles en agua no son buenos formadores de películas y no se recomiendan para su uso en pozos de petróleo. La solubilidad del inhibidor en el petróleo también es un factor importante. Este debe ser soluble o capaz de dispersarse en pequeñas gotas dentro del fluido. No debe formar tapones en los filtros ni productos insolubles por la reacción con metales o componentes de petróleo. Antes de seleccionar un inhibidor para un pozo en particular, deberían realizarse pruebas de laboratorio para estudiar su efectividad y tendencia a la formación de emulsiones. Muchos inhibidores químicos son tóxicos y debe prevenirse

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el contacto con la piel y la inhalación de vapores, así como su liberación descontrolada al medio ambiente. Hasta no hace mucho se creía que la efectividad de un inhibidor no podía ir de la mano con la falta de nocividad para el medio ambiente porque aquellos componentes que le otorgan efectividad son los que, a la vez, lo hacen tóxico para los organismos vivos. Sin embargo, a partir de 1995 han comenzado a aparecer los llamados “inhibidores verdes”. Los primeros inhibidores verdes tenían poca efectividad y no eran atractivos económicamente. Pero con el tiempo, su performance ha ido en aumento hasta casi alcanzar la misma performance que los inhibidores comúnmente utilizados y, en algunos casos, su uso puede tener ventajas sobre aquellos, tanto económicas como porque cumplen con los requerimientos legislativos de cada país o región. Aún así, todavía existen algunos obstáculos. Por ejemplo, en ambientes altamente corrosivos y cuando la temperatura es mayor de 120ºC, los inhibidores tradicionales siguen siendo más eficaces. En la norma NACE RP0195-2001 pueden encontrarse todas las técnicas recomendadas de inhibición, reducción del desgaste y prevención de la corrosión en varillas de bombeo. El procedimiento de selección de un inhibidor adecuado puede hallarse en la norma NACE Standard MR0174. Por último, la norma API RP 11BR puede ser utilizada como guía para el cuidado y manipulación de las varillas de bombeo.

Uso de Inhibidores Indice

Técnicas de Aplicación Tratamientos Batch o Discontinuos Flush Circulación Tratamientos Continuos CDIS Bypass Flush Squeeze Uso de Inhibidores Indice

Tratamientos Batch o Discontinuos Una cierta cantidad de inhibidor se adiciona a un sistema cerrado para proveer de protección por un periodo de tiempo dado. El inhibidor se diluye en un solvente apropiado y se inyecta al pozo. El contacto del inhibidor con todas las superficies es muy importante por ello se inyecta la cantidad suficiente para formar una capa protectora en todo el equipo del pozo. La frecuencia de tratamiento varía de diaria a mensual

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según el pozo. Sin embargo, el tratamiento semanal suele ser más adecuado en la mayoría de los casos. La elección o no de este método depende de las características individuales de cada pozo. Si el nivel de bombeo de fluido es elevado y/o la velocidad de producción es alta, la cantidad de inhibidor necesaria para formar la capa protectora será muy grande porque parte del mismo saldrá con el flujo. Batch-Flush Este tratamiento es el método más ampliamente utilizado en pozos con bombeo mecánico. Consiste en la inyección de un inhibidor de corrosión soluble en petróleo y dispersable en agua que se hace fluir rápidamente hacia abajo por el anular hasta llegar al nivel de los fluidos. La frecuencia del tratamiento suele variar con el volumen de producción.

Producción 3

< 16 m /día

Frecuencia

Semana por medio

3

16 – 48 m /día Una vez por semana 3

48 – 80 m /día Dos veces por semana > 80 m3/día

Es necesario un tratamiento continuo

La cantidad de inhibidor y la frecuencia de aplicación necesarias para optimizar el tratamiento, deben basarse en los resultados del monitoreo de la corrosión. Para pozos con poco nivel de fluidos (menos de 150 m (500ft) por sobre la bomba), un flush típico es de 80 a 160 lt por cada 300 m (1000 ft) de profundidad del pozo. Para niveles mayores de 150 m suelen necesitarse un mayor volumen de flush. La meta es llevar el químico hasta la toma de la bomba. Por lo general, este método resulta económico en pozos con una producción menor a 50 barriles de fluido por día y cuyo nivel de fluido en el casing por sobre la bomba sea menor a 700 pies.

Batch-Circulación La circulación es un método en el cual los fluidos producidos se mezclan con el inhibidor y se desvían por el anular para obtener una concentración de inhibidor en el fluido de retorno suficiente para proporcionar la película de la protección. Durante el tratamiento de la circulación, la producción se pospone. Al comenzar el tratamiento, la

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película se establece por medio de la inyección lenta de 3-5 galones de inhibidor en el anular de casing-tubing y la circulación por el pozo hasta que el inhibidor regresa al anular por segunda vez. Esta recirculación dura aproximadamente entre1 y 2 hs para asegurar el contacto del equipo con los fluidos que contienen una concentración del inhibidor elevada, mayor a 1000 ppmv. Para un uso económico óptimo de este método, es necesario mantener el volumen del inhibidor y el de la “producción postergada” al mínimo. Los posteriores tratamientos periódicos demandan sólo una cantidad de inhibidor suficiente como para reparar los posibles daños a la película de protección. El método de la circulación es barato excepto cuando los volúmenes de circulación requieren cantidades grandes de inhibidor y tiempos largos de circulación con su correspondiente retardo en la producción. El método será más económico para pozos cuyo nivel de bombeo de fluido sea menor que 2.000 ft sobre la bomba y producción mayor a 50 b/d.

La inyección puede estar automatizada. Una cantidad preseleccionada de inhibidor puede programarse para ser enviada al anular. A la vez, también puede programarse la posterior circulación por una cantidad de tiempo determinada. Estos dispositivos permiten que el tratamiento se produzca tan seguido como se desee. Los costos de la inhibición automática tanto para el tratamiento con flush como con circulación son similares si se aplica una vez por semana. Cuando la frecuencia del tratamiento es mayor, el uso de inyectores automáticos resulta más económico. Sin embargo, se recomienda siempre realizar un análisis económico previo a su implementación.

Técnicas de aplicación Indice

Métodos de Inyección Continua El tratamiento continuo se utiliza en aquellos casos en los cuales el tratamiento batch no sea suficiente para que el inhibidor actúe de manera eficaz. En esta técnica, el inhibidor es continuamente alimentado al pozo. Los siguientes son los 2 métodos continuos comúnmente utilizados en bombeo mecánico:

•

Tubo de Inyección Continua o CDIS

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El inhibidor se introduce filtrado por un tubo (capilar) de diámetro pequeño (6-13 mm) agregado al exterior del tubing cerca del packer. Esta configuración permite inyectar grandes cantidades de químico en un período de tiempo muy corto. El método ingles, Injections inoxidable y atraviese el del inhibidor Además, el profundidad del pozo.

•

recibe el nombre de CDIS (del Continuous Downhole Systems). El capilar de acero el accesorio necesario para que packer permitiendo la entrada al tubing, suelen ser costosos. costo del capilar aumenta con la

Válvula de inyección o Bypass Flush Este método, al igual que el anterior, se utiliza en pozos con packer. En este caso se coloca una válvula de inyección de bypass químico en el tubing justo sobre el packer. El anular se llena con el inhibidor y la aplicación de presión fuerza el inhibidor a través de la válvula hacia el tubing. Este método generalmente necesita de un tratamiento batch inicial para establecer una película protectora uniforme. Para ello se agregan entre 3 y 5 galones de inhibidor al anular y se circula. (Ver Batch-Circulación). Luego de este tratamiento inicial, se produce la inyección continua de inhibidor para mantener su concentración entre los 25-50 ppmv según sea el volumen total de fluidos producidos.

Técnicas de aplicación Indice

Squeeze Se bombea cierta cantidad de inhibidor al pozo y se agrega una cantidad suficiente de solvente para forzarlo hacia la formación en donde es adsorbido. Para permitir la adsorción, el pozo se mantiene cerrado por 24 horas tiempo después del cual el pozo se pone nuevamente en 41


funcionamiento. El inhibidor adsorbido se libera a medida que se extrae el fluido del pozo. Con el paso del tiempo, cada vez queda menor cantidad de inhibidor en la formación y la concentración del mismo en la corriente de producción disminuye. Cuando dicha concentración alcanza un valor para el cual la protección será insuficiente, el pozo debe tratarse nuevamente. La protección obtenida de esta manera puede durar de 6 meses a un año. Al usar este método es necesario tener extremo cuidado. El inhibidor utilizado debe ser compatible con las arenas y arcillas en el reservorio. Algunas arenas pueden llegar a adsorber el inhibidor irreversiblemente. El problema de compatibilidad debe ser evaluado antes de elegir el inhibidor. Por otro lado, la complejidad y el costo elevado de este método sumados a la pérdida de producción, por ejemplo durante la preparación del pozo para la aplicación del inhibidor, suelen limitar la aplicabilidad económica del mismo. Técnicas de aplicación Indice

Selección del Método Más Adecuado El siguiente diagrama puede ser utilizado en forma aproximada para la selección del método inhibición más adecuado según la velocidad de producción y el nivel del fluido bombeado.

Nivel ft _ 3000

Continuo o circulación

Continuo

2000_

Circulación

1000_

Flush o Continuo

Flush 0_ 0

50

100 150 Velocidad de producción b/d

200

250+

Uso de Inhibidores Indice

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Uso de Recubrimientos en las Varillas de Bombeo Introducción Recubrimientos Metálicos Spray-Metal Plastic Coating (SMPC) Métodos de control de la corrosión Indice

Introducción El uso de materiales protegidos por revestimientos puede ser otra manera de prevención de la corrosión. El mayor problema que se puede presentar es su correcta aplicación. Existen varios factores básicos que deben recibir cuidadosa atención si se quiere lograr una protección duradera. 

Condiciones de exposición Para elegir el recubrimiento más adecuado es necesario conocer  



La naturaleza del metal a proteger El ambiente en el cual será utilizado

Preparación de la superficie La preparación correcta de la superficie es el factor más importante para lograr una vida útil de recubrimiento prolongada. La aplicación de un recubrimiento a una superficie sucia, grasosa u oxidada carece de sentido. Los métodos de preparación de superficies se dividen en químicos y mecánicos. Los métodos mecánicos incluyen lijado, limpieza a la llama y sand blasting. Los métodos químicos consisten en el uso de emulsiones limpiadoras, limpieza con álcalis, solventes para remover grasas o aceites o ácido para remover óxidos. De ser posible, el uso de métodos mecánicos es preferible.



Selección de los materiales del coating La efectividad del recubrimiento depende de la habilidad para aislar al metal del medio y de la habilidad para evitar la corrosión por los agentes corrosivos presentes en el medio. En consecuencia, un revestimiento debe ser Continuo, libre de fisuras u hoyos  Impermeable al vapor de agua y otros gases  Adherente a la base metálica  Químicamente inerte a la hidrólisis, oxidación, luz solar y no sufrir de deterioro por temperatura 



Aplicación 43


Una excelente preparación de la superficie y la compra de los mejores materiales no son suficientes si luego la aplicación sobre el metal no se hace correctamente. La superficie debe estar seca. Si la humedad es mayor de 85% y la temperatura ambiente esta por debajo de los 40°F(4°C). La temperatura óptima suele estar entre los 60 y 80 °F ( 15 y 27 °C) ya que a temperaturas menores existe la posibilidad de que la humedad condense. Uso de recubrimientos en las varillas de bombeo Indice

Recubrimientos Metálicos Los recubrimientos metálicos son aplicados sobre la varilla de bombeo por arc-spray en una o más capas con el fin de mejorar la resistencia a la corrosión. El método consiste, básicamente, en cortocircuitar eléctricamente dos alambres de material de aporte mientras una corriente de aire comprimido proyecta las gotitas de metal fundido sobre el sustrato. De esta manera se logran velocidades de deposición altas con muy buena adhesión y baja porosidad. La superficie base es sometida en forma previa a un proceso que asegure un grado de limpieza y activación adecuado. El proceso se realiza en forma automática para asegurar una alta homogeneidad del espesor del revestimiento, alta adhesión y buenas propiedades mecánicas. Los recubrimientos metálicos son una forma reconocida de protección anti-corrosiva. Requieren, sin embargo, de un estudio cuidadoso de selección para cada caso específico de aplicación. Además, se deberá tener en cuenta el comportamiento del recubrimiento bajo condiciones corrosivas y su efecto sobre el material base; así como sus propiedades físicas y mecánicas. Algunos recubrimientos metálicos, como el aluminio, se comportan como ánodos de sacrificio respecto del material base. Esto significa que se atacarán protegiéndolo la varilla. Otros, resultan catódicos frente al metal base. El inconveniente es que aceleran el ataque corrosivo sobre material de la varilla si este entra en contacto con el medio. En ambos casos es importante la buena resistencia a la corrosión, en particular corrosión localizada, para evitar que se produzca la cupla galvánica que acelera la corrosión del metal menos noble eliminando el recubrimiento o generando puntos de ataque intenso que pueden derivar en sitios de inicio de corrosión-fatiga. El recubrimiento de aluminio sufre fácilmente de picado por ácido carbónico al formar un par galvánico con el acero y, por ser el metal menos noble, se corroe a gran velocidad por lo que no se puede esperar una vida útil muy extensa en dicho medio. Este tipo de recubrimiento no tiene capacidad de repasivación frente a cloruros o CO 2. Los recubrimientos de aceros inoxidables, por ejemplo 13Cr y 18Cr, son más nobles que el acero al carbono de las varillas de bombeo pero su comportamiento electroquímico difiere del acero 13Cr propiamente dicho. Presentan, preferentemente, tendencia a la corrosión uniforme lo que es beneficioso para evitar la activación del par galvánico en el cual el acero base es el material activo. El inconveniente es que en caso de producirse el daño del recubrimiento y exposición del material base al medio corrosivo, el par galvánico se activará y se corroerá el acero de la varilla a grandes velocidades. Sin embargo, la tendencia de estos recubrimientos al pitting es muy baja 44


por lo que es más probable que el acero base sea expuesto por daño mecánico del recubrimiento durante el servicio que por el crecimiento de una picadura. Además, su resistencia al desgaste y a la corrosión es muy elevada. Su uso se recomienda especialmente en pozos con corrosión carbónica. Al igual que los aceros inoxidables, el bronce es más noble que el material base. Tiene preferentemente tendencia a la corrosión uniforme pero, en general, es menos resistente a la erosión-corrosión y al desgaste que los aceros inoxidables lo que puede afectar su rendimiento en el tiempo. El bronce al aluminio presenta las mismas características electroquímicas que los aceros con cromo. No tiene tendencia a la corrosión localizada y forma un par galvánico con el acero base en el cual este último sufrirá corrosión activa en caso de verse expuesto al medio corrosivo. Sin embargo, ante el daño localizado del revestimiento, no se producen fallas súbitas ni corrosión por pitting ya que la zona expuesta se recubre con un depósito de CuS que pasiva al acero base. Se recomienda en pozos con corrosión carbónica y donde la abrasión es un problema grave debido a su alta resistencia a la erosión. Las siguientes tablas muestran el potencial de corrosión de cada revestimiento y la diferencia de potencial entre coating y material base de la varilla. Ecorr, mV (ECS) Aluminio Acero v/b - 840 - 680 Material de coating

Ac. Inoxidable 13Cr Ac. Inoxidable 18Cr Bronce – Aluminio Aluminio

Br-Al - 598

S.S. 13Cr - 580

S.S. 18Cr - 570

ΔPotential= E corr (steel) – Ecorr (coating), mV -100

-110 -82 +60

El uso de centralizadores inyectados, rotadores de sartas de varillas y la optimización del diseño de la sarta usando barras de peso es fundamental para asegurar condiciones operativas adecuadas de la sarta, protegiendo la integridad del revestimiento El uso de varillas revestidas aumenta notablemente la vida útil de las varillas. Esto se traduce en una reducción del índice total de intervenciones y la casi eliminación de roturas de varillas por corrosión.

Uso de recubrimientos en las varillas de bombeo Indice

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Spray-Metal Plastic Coating (SMPC) Los recubrimientos plásticos son utilizados sobre las varillas revestidas con metalizado para incrementar la protección contra la corrosión. Las varillas se recubren, en primer instancia, por spray-metal con una capa de metal (ver recubrimientos metálicos). Sobre el revestimiento metálico se aplica un “primer” fenólico que sella los posibles poros que pueda tener la capa metálica a la vez que actúa como nexo para la adherencia de capa plástica. Cuando el primer seca, el material se calienta y se procede a la aplicación de epoxi en forma de polvo. La temperatura elevada produce la fusión y adherencia del recubrimiento sobre el sustrato formando una capa superior de FBE (Fusión Bonded Epoxi). Si bien su costo inicial es mayor que el de las varillas no revestidas, a la larga resultan en beneficio debido a la reducción del número de fallas. Las varillas revestidas con metalizado + epoxi tienen una performance muy satisfactoria siempre que durante el manipuleo y torque no se produzcan daños en el revestimiento (generadores de fallas súbitas) ni haya rozamiento entre tubing y varillas.

Uso de recubrimientos en las varillas de bombeo Métodos de control de la corrosión Indice

Análisis de Falla Indice

Técnicas de Análisis El tipo de análisis y ensayos que se llevan a cabo cuando se realiza un análisis de falla es dependiente del tipo de la falla misma. El examen de una muestra sirve para establecer si la estructura de la misma es la esperada para ese material o no. Esto permite determinar, por ejemplo en el caso de haber corrosión, si la misma es normal para dicha estructura o si es consecuencia de una variación de la estructura esperada. La historia térmica o mecánica de un metal o aleación en particular puede inferirse, hasta cierto punto, por la realización de un examen con un microscopio electrónico u óptico. Los análisis los lleva a cabo el Departamento de Materiales y Corrosión del CINI. Una secuencia de análisis típica es: 1- Se determina la composición química del material recibido por espectrometría, en el Laboratorio Químico (LAQU) de SIDERCA

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2- Se determina la dureza del material. Esto se lleva a cabo utilizando durómetros del Laboratorio Físico (LAFI) de SIDERCA. La dureza se utiliza como medida de la resistencia mecánica, para verificar si el material se corresponde con el grado. De ser necesario se llevan a cabo ensayos de tracción.

3- Realización de ensayos adicionales de impacto (Charpy V) en caso de considerarse necesario acorde al tipo de falla (ejemplo fallas donde se observa fisuración intergranular).

4- Examen visual o con la ayuda de instrumentos ópticos. El inspector experimentado puede determinar mucho a partir de la apariencia de las superficies. En muchos casos no se puede determinar cuanto ha penetrado la corrosión en el material, pero a menudo se puede obtener una indicación de la misma al medir la profundidad del pit o del espesor de las protuberancias.

5- Caracterización microestructural. Consiste en la preparación y ataque de muestras para revelar su microestructura y la observación de estas muestras en microscopio óptico y electrónico de barrido. Para algunos tipos de falla, la caracterización microestructural es un paso más en la verificación del material, pero en otros casos es de singular importancia pues permite, por ejemplo, diferenciar si una marca sobre una varilla se produjo antes del tratamiento térmico o luego de él. La caracterización del material puede ser completada con un estudio inclusionario (utilizando microscopía óptica y electrónica de barrido) en caso de considerarse necesario.

6- Inspección de las muestras con microscopio electrónico de barrido (SEM) equipado con analizador de dispersión de rayos X (EDAX). Se evalúan las zonas consideradas significativas, como zonas de inicio de fisuración, superficies de fractura, fisuras laterales, etc. La utilización de EDAX permite identificar elementos componentes de los productos de corrosión y/o depósitos. En algunos casos el uso de SEM/EDAX se combina con el análisis por Difracción de Rayos X (donde se identifican compuestos). La presencia de óxidos de hierro y de carbonatos puede poner en evidencia la disolución de oxígeno o de ácido carbónico en la fase acuosa del pozo.

7- En caso de existir corrosión, el agente corrosivo puede identificarse por medio de análisis químicos.

Para corroborar si la corrosión se debió a la acción de ácido sulfhídrico se puede realizar una prueba química para detectar la presencia, o ausencia, de sulfuro de hierro. Para ello, se ponen en contacto los productos de corrosión con HCl o con una solución de Arsenito de Sodio en HCl. En presencia de HCl, el sulfuro de Fe se descompone dando lugar a la formación de SH 2 gaseoso, fácilmente reconocible por su olor (en el caso de utilizar solución de arsenito se observa una coloración amarilla si hay sulfuros en los depósitos). 47


-



2 HCl + SFe  Fe + 2 Cl + SH2

La comprobación corrosión por ácido carbónico se lleva a cabo por medio de una prueba química con Arsenito de Sodio. La aparición de burbujeo indica la presencia de productos de corrosión carbónica. En el caso en que se sospeche que la corrosión pudo haber sido producida por bacterias, comúnmente sulfato reductoras, se observará la presencia de sulfuros de hierro en los productos de corrosión. No es posible, entonces, diferenciar a la corrosión bacteriana de la corrosión sulfhídrica simplemente identificando los productos de corrosión. A veces la morfología de ataque es la que permite calificar a un ataque como bacteriano. Si en un pozo se están produciendo fallas y se detecta la presencia de sulfhídrico, un tratamiento con biocidas, siempre y cuando el problema sea de origen bacteriano, debiera mejorar la performance y bajar los niveles de sulfhídrico. El CINI no cuenta con instalaciones relacionadas con microbiología.

Del conjunto de estos análisis, tests e inspecciones se trata de determinar el origen de la falla. Análisis de Falla Indice

Siderca Varillas de Bombeo Indice

Siderca fabrica varillas de bombeo especiales para cada tipo de demanda y brinda soluciones completas de instalación y de soporte técnico, necesarias para su puesta en marcha y funcionamiento. La línea de varillas de bombeo API se complementa con la gama de productos Premium. De este modo, atiende condiciones especiales de servicio tales como altas cargas, ambientes corrosivos y situaciones de rozamiento excesivo. Todas las varillas de bombeo se fabrican según las especificaciones API, 11B y Q1 en las instalaciones de Villa Mercedes, San Luis. Su sistema de calidad cuenta con certificaciones ISO 9000 y API 11B. Además, en esta planta, se manufactura una línea especial de productos para trabajar en bombeo de cavidades progresivas (PCP).

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Varillas API Varilla Grado C Esta varilla ha sido diseñada para su utilización con cargas bajas y medianas en pozos no corrosivos o efectivamente inhibidos. Fabricada con acero 1530 Mod.

Varilla Grado K El grado K se ha diseñado para su utilización bajo cargas bajas y medianas en pozos corrosivos a los que se recomienda inhibir. Fabricada con acero AISI 4621 Mod.

Varilla Grado DCarbon Diseñada para cargas moderadas en pozos no corrosivos o efectivamente inhibidos. Fabricada con acero microaleado 1536 Mod.

Varilla Grado KDSpecial (Critical Service) Este tipo de varilla está diseñada para cargas moderadas a altas en pozos corrosivos a los que se recomienda inhibir. Fabricada con acero AISI 4320 Mod.

Varilla Grado DAlloy La varilla DAlloy ha sido diseñada para cargas altas en pozos no corrosivos o efectivamente inhibidos. Fabricada con acero AISI 4142 Mod.

Varillas Premium Las varillas Premium tienen mayor resistencia mecánica y son aptas para ser utilizadas bajo altas cargas y en pozos profundos

Varillas Ultra High Strength Normalizada y Revenida (UHS-NR) Este tipo de varilla de bombeo es una de las alternativas disponibles en la gama de Alta Resistencia. Está fabricada en acero aleado AISI4330 Mod. Con tratamiento térmico de Normalizado y Revenido superior al API estándar. Este tratamiento permite incrementa en forma confiable las profundidades y caudales de extracción utilizando bombeo mecánico. Esta diseñada para trabajar con muy altas cargas en pozos profundos, efectivamente inhibidos contra la corrosión.

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Varillas Plus La varilla PLUS es otra de las alternativas para altas cargas. El proceso de fabricación genera una estructura binaria en la cual la superficie externa esta templada y el número permanece sin templar. Como la capa externa tiene menor densidad que el núcleo, se genera un estado permanente de compresión en la periferia que es el factor determinante de la alta resistencia a la fatiga. Además, esa compresión superficial incrementa la resistencia a fragilización por hidrógeno. Se recomienda para servicios en pozos profundos con altos caudales efectivamente inhibidos.

Varilla Premium Alta resistencia, Critical Service Es la otra alternativa en varillas alta resistencia. Es un acero especialmente desarrollado para otorgar la alta resistencia mecánica requerida pero disminuir la susceptibilidad a la fragilización por hidrógeno (SSC). Este es un fenómeno cada vez más presente en pozos bajo recuperación secundaria por inyección de agua. Es un acero aleado al cromo-molibdeno entre otros pero sin la presencia de níquel. Se recomienda para servicio en pozos profundos con altas cargas y para mejorar su performance, se recomienda la inhibición.

Siderca Varillas de Bombeo Indice

Referencias Indice

Sucker Rod Failure Analysis. A Special Report from Norris. Clayton T. Hendricks and Russell D. Stevens. Norris. Forms of Corrosion. Recognition and Prevention. Volume 1. C. P. Dillon, Editor. NACE International Publication. Basic Corrosion Course. NACE ETC-10 Committee. NACE International. The Corrosion Society. Corrosion and its Control. Van Droffelaar Atkinson. NACE International. 2nd Edition.

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Varillas de Bombeo. Catálogo General de Productos API y Premium. Siderca, Tenaris Group. Comportamiento en Medios Corrosivos de Distintos Aceros Utilizados por MM Para Varillas Grado D. I. Avram, C. Morales, T. Pérez. Junio, 2000, Número:1641/00 Análisis de falla de dos varillas UHS 4330 revestidas con bronce al aluminio; pozo VM-103, Astra-La Ventana. C. Morales, T. Pérez (CINI). Mayo, 2001, Número:1750/01. Análisis de varillas UHS recubiertas con bronce al aluminio, sin uso, que presentaron manchas superficiales. C. Morales Diciembre, 2001, Número:I1838/01. Fundamental Aspects of CO2 Corrosion. G. Schmitt. Advances in CO2 Corrosion. Corrosion of Oil- and Gas-Well Equipment. Book 2 of the Vocational Training Series. Second Edition, Octubre 1990. Production Department. American Petroleum Institute. Here’s How to Deal With Corrosion Problems in Rod-Pumped Wells. Wallace J. frank, Exxon Co. USA. The Oil and Gas Journal. Ed. Del 31 de Mayo 1976 Laboratory Studies on Flow Induced Localized Corrosion in CO2/H2S Environments. Development of Test Methodology. D.W. Stegmann, R.H. Hausler, C.I. Cruz y H. Sutanto. Paper number 5 Corrosion 90. Abril 23-27, 1990 Estudio Electroquímico de los Recubrimientos Metálicos de Varillas de Bombeo. Lic. Arturo L. Burkart y Dr. A.D. Keitelman. Laboratorio Corrosión/LANAIS. Comisión de Energía Atómica. Corrosion Fatigue Performance of a Carbon Steel in Brine Containing Air, H2S and CO2. Mehdizadeh, Mc Glasson and J.E.Landers . National Association of Corrosion Engineers. Vol 22. Diciembre 1966 Standard Materials Requirements. Metallic Materials for Sucker-Rod Pumps for Corrosive Oilfield Environments. NACE International. NACE Standard MR0176-2000. Standard Materials Requirements. Sulfide Stress Cracking Resistant Metallic Materials for Oilfield Equipment. NACE International. NACE Standard MR0175-2001 Standard Recommended Practice. Monitoring Corrosion in Oil and Gas Production With Iron counts. NACE International. NACE Standard RP0192-98. Standard Recommended Practice. Recommended Practice for Corrosion Control of Sucker Rods by Chemical Treatment. NACE International. NACE Standard RP0195-2001 Recommended Practice for Care and Handling of Sucker Rods. API RP 11 BR. Green Corrosion. Inhibitors Come of Age. Matthew V. Veazey. Materials Performance. NACE International. Vol 41. August 2002. Corrosion Product Analysis-A Road Map to Corrosion in Oil and Gas Production. Bruce Craig, FNACE. Materials Performance. NACE International. Vol 41. August 2002. Rod Failure Investigation. Paul Skoczylas, Francisco Alhanati. CFER Technologies. February 26, 2002. Sucker Rods. Dean E. Hermanson. Petroleum Engineering Handbook.

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Fallas en Varillas de Bombeo PCP

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