Articulo Predict Corr Lais JV

7/24/2019 Articulo Predict Corr Lais JV

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PREDICCIN DE VELOCIDADES DE CORROSIN PARA SISTEMAS DE

PRODUCCIN DE GAS NATURAL Y CRUDO

Las Mjica, Jaime Villarreal, Carmelo Fuentes, Lina Velosa,

Corporacin para la Investigacin de la Corrosin, Piedecuesta, Colombia

[email protected], [email protected]

RESUMEN

Como resultado de investigaciones se desarroll una herramienta que permite describir el

fenmeno de corrosin interna en los sistemas de produccin de petrleo y gas natural,

asociada a la presencia de gases como CO2y H2S (generadores de cidos), formacin y

acumulacin de incrustaciones al interior de la tubera (carbonatos y sulfatos de calcio,

hierro bario y estroncio), erosin por la presencia de slidos, cargas inicas altas de las

aguas de produccin y sistemas en tres fases con diversos patrones de flujo (estratificado,

slug, anular, burbuja dispersa). Esto permite conocer los puntos ms susceptibles al

fenmeno de corrosin, permite generar programas de monitoreo, tratamientos qumicos ymantenimiento de pozos y lneas de flujo, sirviendo tambin como informacin base para

llevar a cabo inspecciones y anlisis de riesgos.

PALABRAS CLAVE: Multifsico, velocidad de corrosin, scale, crudo, gas, agua

1. INTRODUCCIN

Con el objeto de conocer el impacto de

diversos factores sobre el estado de la

infraestructura metlica, se desarrolla

una herramienta que conjuga aspectos

termodinmicos (solubilidad, equilibrio

qumico, ecuaciones de estado),

electroqumica, cintica de reaccin y

fenmenos de transporte (masa, calor y

momentum), los cuales en conjuntopermiten predecir velocidades de

corrosin y erosin, pH, ndices de

saturacin, solubilidad de dixido de

carbono y sulfuro de hidrgeno y

tendencia a formacin de incrustaciones,

adems de otras variables asociadas al

flujo como cada de presin, patrn de


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flujo, nivel de lquido y velocidad de las

fases, entre otros.

Dicha herramienta se ha aplicado a la

prediccin de las variables mencionadas

en distintos pozos de produccin y lneas

de flujo asociadas, permitiendo identificar

que pozos y lneas son ms propensos a

presentar fallas por corrosin. A partir de

las condiciones operacionales (flujos de

agua, gas y crudo, presin, temperaturade operacin), caracterizacin

fisicoqumica de aguas, cromatografa de

gas, densidad y viscosidad del crudo se

realizan clculos globales, estableciendo

los elementos con alto potencial

corrosivo. Esta informacin, junto con el

perfil de la lnea (o profundidad y grado

de inclinacin del pozo) permite realizarla evaluacin de todas las variables a lo

largo de la tubera y de esta manera

identificar los puntos con mayor

probabilidad de falla, en los cuales se

realizan inspecciones puntuales,

evitando la necesidad de inspeccionar el

trazado completo del ducto y reduciendo

el riesgo de inspeccionar puntosinadecuados o que un punto critico no

sea evaluado.

Adicionalmente esta herramienta se

emplea como soporte para disear

planes de aplicacin de tratamientos

qumicos antincrustantes, inhibidores de

corrosin, marraneo y biocidas, gracias

a la prediccin de acumulacin de

slidos o zonas de estancamiento donde

pueden ocurrir fenmenos asociados a

biocorrosin y corrosin bajo depsitos.

2. OBJETIVO

Desarrollar una herramienta que permita

predecir la velocidad de corrosin,

formacin de incrustaciones y pH decorrosin por CO2 en sistemas

multifsicos.

3. METODOLOGA

La metodologa empleada para la

construccin del modelo matemtico se

resume a continuacin:

Revisin bibliogrfica

Recoleccin de informacin

operacional

Anlisis fenomenolgico de los

sistemas.

Construccin de ecuaciones

mecansticas descriptivas del

sistema: equilibrio de fases,

correlaciones semi-empricas para la

prediccin de velocidad de corrosin,

consideraciones asociadas a la

corrosin de acuerdo con los

patrones de flujo.


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Seleccin de los mtodos numricos

ms apropiados para la resolucin de

sistemas de ecuaciones diferenciales

y determinacin de races de

ecuaciones.

Construccin del algoritmo de clculo

y de la herramienta de clculo.

Validacin del modelo: prediccin de

patrn de flujo, velocidad de

corrosin, pH e ndice de saturacin

de sales. Anlisis estadstico de

desviacin de resultados

Modificacin del modelo: ajuste de

ecuaciones y correlaciones

empleadas

4. MODELO MATEMTICO

Ecuacin de estado

Peng - Robinson:

Esta ecuacin de estado se emplea para

la prediccin de fugacidad, factor de

compresibilidad y densidad de la mezcla

gaseosa, ya que es apropiada para

mezclas de hidrocarburos y gases como

dixido de carbono, sulfuro de hidrgeno,

y puede ser empleada a altas presiones

y temperaturas, incluso en condiciones

supercrticas.

pH y corrosin

pH de agua con CO2:

El pH debido al dixido de carbono

disuelto en el agua se depende

fundamentalmente de la presin,

contenido del CO2 en el gas y

temperatura. Se calcula conforme a lo

propuesto por de Waard:

+=

pH de agua con slidos en solucin y

CO2:

Se tienen en cuenta el contenido de CO2

en el gas, presin, temperatura,

bicarbonato disuelto y slidos disueltos.

Se realiza utilizando la relacin de Oddo-

Tomson:

[ ]

+

++

+

=

pH de agua con slidos en solucin,

CO2Y H2S:

Adicional a las variables consideradas

previamente, se tiene en cuenta el

contenido de H2S. Cuando se encuentra

dixido de carbono y sulfuro de


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hidrgeno en la fase gaseosa, pueden

solubilizarse en la fase acuosa en

cantidades muy pequeas, o solucin

infinitamente diluida, comportamiento de

acuerdo a la Ley de Henry. El dixido de

carbono presente en la fase acuosa

forma cido carbnico, en cual se disocia

para formar bicarbonatos, el cual a su

vez puede formar carbonatos, que ocurre

de manera similar con el cido

sulfhdrico. En la fase acuosa existencomo especies inicas sodio, potasio,

calcio, bario, hierro, estroncio, magnesio,

bicarbonatos, sulfatos, cloruros y

acetatos. Se distinguen dos tipos de

especies: los iones caractersticos y

fundamentales. Los primeros no

intervienen de manera directa en las

reacciones de precipitacin, pues bien noforman compuestos insolubles o la

precipitacin de los mismos no tiene

influencia en el valor del pH.

El clculo del pH se basa en el principio

de electroneutralidad, en donde la suma

de la contribucin de carga de los

aniones debe igualar a la de los cationes(concentracin expresada en

equivalentes):

[H+] + [Na+] + [K+] + [Ca++] + [Ba++] +

[Fe++] + [Sr++] + [Mg++] = [HCO3-] + [HS-] +

[SO4=] + [Cl-] + [Ac-]

La resolucin se basa en el

procedimiento planteado por Crolet y

Bonis.

ndice de saturacin de sales:

Uno de los productos naturales del

proceso de corrosin en presencia de

dixido de carbono son los diferentes

carbonatos que pueden formarse en

presencia de diversos cationes.

Especialmente los del Grupo II forman

compuestos altamente insolubles. Para

ellos y otros compuestos, su solubilidad

de expresa en trminos de la constante

producto de solubilidad (KPS). Por

ejemplo, para el caso del calcio:

KPSCaCO3= [Ca++

][CO3=

]

Velocidad de corrosin generalizada:

La velocidad de corrosin se estima

como suma de resistencias asociadas a

la transferencia de masa y velocidad de

reaccin. Por tanto intervienen variables

como temperatura, velocidad de flujo,presin, concentracin de CO2y pH de la

solucin:

+=


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( )

+

+=

=

Velocidad de corrosin flujo slug:

El impacto del slug sobre la

infraestructura metlica se cuantifica entrminos de la cada de presin por

unidad. A ello se suma el incremento de

la velocidad de corrosin debido al

aumento de temperatura y a la presin

parcial de dixido de carbono, de

acuerdo con:

=

Velocidad de erosin:

En presencia de slidos, la velocidad de

erosin es estimada a partir del patrn de

flujo, que junto con las propiedades de

los fluidos permiten establecer una

velocidad mxima por encima de la cual

la mezcla erosiva, que est dada por:

=

5. RESULTADOS Y DISCUSIN

La herramienta se ha aplicado a ms de

200 pozos, lneas de produccin y

recoleccin de campos de produccin en

Colombia. Se muestran a continuacin

resultados en dos pozos de produccin E

y F. Las condiciones operacionales se

muestran en la Tabla 1, y la

caracterizacin fisicoqumica de las

aguas de produccin en la Tablas 2.

E F

MMSCFD gas 4.2 0.8

BOPD 450 250

BWPD 5 80

T Cabeza(f) 90 90

P Cabeza (psig) 30 30

T Fondo (f) 130 130

P Fondo (psig) 280 280

CO2(% molar) 0.2 0.2

H2S (% molar) 0 0

Tabla 1. Condiciones Operacionales

E F

Na+(ppm) 30619.1 12781

Ca++

(ppm) 3081 982

Mg++

(ppm) 625 227

Fe++

(ppm) 7.7 53

Ba++

(ppm) 10.4 4

Sr++

(ppm) 418 152

Cl-(ppm) 53900 21500

SO4=(ppm) 71 365

HCO3-(ppm) 100 800

Tabla 2. Caracterizacin agua

Los resultado arrojados por el modelo

para el pozo E son un patrn de flujo

predominante slug. La fase acuosa tiene

un pH de 7.4 a una presin de 45 psia

con una temperatura de 90 F. Para

estas mismas condiciones, se predice la


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formacin de carbonatos de hierro y

estroncio. En cuanto a los sulfatos,

nicamente se da precipitacin de sulfato

de bario.

Con el aumento de presin a 295 psia se

predicen disminuciones de pH y de los

ndices de saturacin. Estos

comportamientos estn de acuerdo el

comportamiento asociado a la

solubilizacin del CO2en agua, la cual sefavorece con el aumento de presin y

disminucin de temperatura. Esto

provoca genera el incremento de

formacin de cido carbnico, que a su

vez desfavorece la precipitacin. Por

esta misma razn la velocidad de

corrosin es mayor en fondo que en

cabeza de pozo.

E cabeza E fondoPatrn Flujo SLUG SLUGVel Gas, m/s 6,70 0,37Vel Liq, m/s 4,13E-03 4,13E-03PCO2, psi 0,03 0,56pH CO2 5,26 4,74

pH CO2/H2S 7,36 6,38VCorr, mm/y 7,17E-05 1,33E-03VEro, mm/y 2,14E-05 0,00E+00

IS FeCO3 0,3 1,0IS CaCO3 -0,9 -0,5IS MgCO3 -2,7 -2,5IS BaCO3 -1,8 -1,6IS SrCO3 0,6 0,9IS CaSO4 -1,7 -1,7IS MgSO4 -4,6 -4,5IS BaSO4 0,5 0,2IS SrSO4 -0,7 -0,6

Tabla 3. Resultados pozo E

Para el pozo F, se predice un

comportamiento similar, aunque los

ndices de saturacin tienen mayor

magnitud, debido a la disponibilidad de

in bicarbonato, alta concentracin de

hierro bivalente y mayor pH. Estas

condiciones favorecen la precipitacin de

carbonato de calcio.

F cabeza F fondoPatrn Flujo SLUG SLUGVel Gas, m/s 1,28 0,07Vel Liq, m/s 3,00E-03 3,00E-03PCO2, psi 0,03 0,56pH CO2 5,26 4,74

pH CO2/H2S 8,36 7,32VCorr, mm/y 5,54E-05 1,03E-03VEro, mm/y 0,00E+00 0,00E+00IS FeCO3 3,2 3,7IS CaCO3 0,9 1,2IS MgCO3 -1,2 -1,0IS BaCO3 -0,3 -0,1

IS SrCO3 2,2 2,3IS CaSO4 -1,1 -1,2IS MgSO4 -4,0 -3,9IS BaSO4 1,1 0,9IS SrSO4 -0,2 -0,1

Tabla 4. Resultados pozo F

Efecto del incremento de presin,

temperatura y velocidad de flujo


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! " !#

$

" #

%

Grafica 1. Efecto de la presin sobre la

velocidad de corrosin y pH

&

&

'

$ " #

Grafica 2. Efecto de la temperatura sobre

la velocidad de corrosin y pH

&

$

'

Grafica 3. Efecto de la velocidad de flujo

sobre la velocidad de corrosin

6. CONCLUSIN

Se desarrolla una herramienta capaz de

predecir pH, ndices de saturacin de

sales, velocidades de corrosin y erosin

tiles para la generacin de planes de

0

5

10

15

20

25

30

35

0 100 200 300 400 500 600 700 800

Fugacidad CO2 (psi)

Velocidad

Corrosion(

m

m

/yr)

3

3,5

4

4,5

5

5,5

H

0

5

10

15

20

25

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 1,4 1,

Velocidad lquido (m/s)

VelocidadCorrosion(mm/yr)

6

6,5

7

7,5

8

8,5

80 100 120 140 160 180 200 220

Tem eratura F

eoc

a

orroson

m

m

yr

3

3,5

4

4,5

5

5,5

pH


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mantenimiento, tratamientos qumicos

contra la corrosin e informacin base

para anlisis de riesgos a partir de las

condiciones operacionales de lneas y

pozos.

REFERENCIAS BIBLIOGRFICAS

1. VILLARREAL, J. Corrosin en

Sistemas Multifasicos en Flujo

Intermitente, Caso CO2, Agua,Aceite, Sobre Acero al Carbono

1018. Tesis D. Sc., Universidad

Industrial de Santander, 2003.

2. ZABARAS, G. Prediction of Slug

Frquency for Gas/Liquid Flows. SPE

Journal, Vol 5, Iss 3, Septiembre

2000

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formingconditions. Corrosion NACE

2005. Paper 05625.

4. DE WAARD, C., LOTZ, U. y

DUGSTAD, A. Influence of liquid flow

velocity on CO2 Corrosion, a

Semiempirical Model. En:

CORROSION, The NACEInternational Annual Conference and

Corrosion Show. Paper No. 128,

1995

5. CROLET, J. y BONIS, M. pH

measurements under high pressures

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6. LUI, Guohai. A mathematical model

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7. JEPSON, P., BHONGALE, s. y

GOPAL, M. Predictive Model for

Sweet Corrosion in Horizontal

Multiphase Slug Flow. The Nace

International Annual Conference and

Exposition. Corrosion 1996, Paper19.

8. KANG, C., WILKENS, R., y JEPSON,

P. The Effect of Slug Frequency on

Corrosion in High Pressure, Inclined

Pipelines.The Nace International

Annual Conference and Exposition.

Corrosion 1996, Paper 20.

SIMBOLOGA

Vcor: Velocidad de Corrosin, mm/y

Vr: Velocidad de Corrosin por activacin

Vm: Velocidad de Corrosin por

transferencia de masa

T: Temperatura del sistema, K

pHREAL: pH calculado incluyendo lasolubilidad de gases cidos y el anlisis

fisicoqumico del agua

: Fugacidad del CO2, Bar

U: Velocidad del lquido, m/s

D: Dimetro de la tubera, m

Vcor: Velocidad corrosin


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: Cada de presin del slug por

unidad de longitud (Pa/m).C: Parmetro que determina la velocidad

de erosin del fluido

U: Velocidad de la mezcla, ft/s

: Densidad de la mezcla, lb/ft3

Ptotal : Presin total del sistema, en PSI

[HCO3-]: Concentracin de bicarbonatos,

ppm.

TDS: Slidos Totales, ppm

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