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03.09.08
Corrosión en tuberías por H2S y CO2. Factores a considerar para el diseño y selección de tuberías
David Hernández MoralesServicios Técnicos Petroleros
David Hernández MCorrosión en tuberías.Factores a considerar en el diseño.
TenarisTamsa 2
Contenido
ü Introducción
ü Corrosión por H2S
ü Corrosión por CO2
ü Factores que influyen en la corrosión
Esfuerzo a la cedencia
Limpieza del acero
Intensidad de los esfuerzos (Tensión)
Concentración del H2S y CO2
pH de la solución
Temperatura (gradiente geotérmico, en producción y en operaciones)
Presiones parciales
David Hernández MCorrosión en tuberías.Factores a considerar en el diseño.
TenarisTamsa 3
Contenido
ü Caso: Corrosión por H2S
ü Caso: Corrosión por H2S y erosión
ü Caso: Corrosión por CO2
ü Caso: Corrosión combinada por H2S y CO2
ü Caso: Corrosión por H2S, CO2 y daño mecánico
ü Caso: Corrosión en conexiones superficiales
ü Caso: Corrosión en tubería de conducción
ü Caso: Corrosión por operaciones
ü Caso: Corrosión agresiva
ü Diferencia en grado de acero
ü Conclusiones
David Hernández MCorrosión en tuberías.Factores a considerar en el diseño.
TenarisTamsa 4
En la perforación, terminación y durante la vida productiva del pozo, el flujo de los hidrocarburos en la mayoría de los casos vienen acompañados de ácido sulfhídrico y/o bióxido de carbono, los cuales pueden estar presentes en pequeñas o altas concentraciones.
De tal manera que la Ingeniería del pozo respecto al diseño de las tuberías de revestimiento, producción y conducción deben de ser capaces de resistir estas condiciones severas de operación.
Introducción
General
David Hernández MCorrosión en tuberías.Factores a considerar en el diseño.
TenarisTamsa 5
Existen diferentes tipos de corrosión. Sin embargo, en este trabajo nos enfocaremos principalmente a las comúnmente observadas en tuberías usadas en las operaciones de perforación y terminación de pozos; asícomo en las tuberías de conducción (línea), las cuales son:
Corrosión por ácido sulfhídrico (corrosión amarga)Corrosión por bióxido de carbono (corrosión dulce)
Introducción
Tipos de corrosión
David Hernández MCorrosión en tuberías.Factores a considerar en el diseño.
TenarisTamsa 6
El ataque a la tubería por la presencia del ácido sulfhídrico disuelto, es conocida como corrosión amarga. La reacción química es la siguiente:
Fe + H2S FeS + 2H+
El sulfuro de fierro que se produce de la reacción química, es el que se adhiere a la superficie del acero en forma de polvo negro o escama.
Corrosión por H2S
Reacción química
H2O
David Hernández MCorrosión en tuberías.Factores a considerar en el diseño.
TenarisTamsa 7
El ácido sulfhídrico reacciona con el agua bajo ciertas condiciones de presión y temperatura (las cuales se verán en la sección correspondiente), las cuales generan la disociación de los átomos de hidrógeno. Una vez separado el hidrógeno a nivel atómico, éste se introduce en el acero, iniciando su difusión a través del espesor del cuerpo del tubo.
Corrosión por H2S
Fenómeno de la corrosión
Espesor del cuerpo del tubo
HHH H H H
David Hernández MCorrosión en tuberías.Factores a considerar en el diseño.
TenarisTamsa 8
La difusión del hidrógeno atómico liberado puede continuar si no existe algo que lo detenga, pero en el acero se encuentran inclusiones no metálicas como el: sulfuro de manganeso (MnS), silicatos (SiO3)-2 ó alumina (Al2O3); por lo que el hidrógeno atómico se detiene, y empieza a acumularse.
Corrosión por H2S
Fenómeno de la corrosión
Inclusiones no metálicas
David Hernández MCorrosión en tuberías.Factores a considerar en el diseño.
TenarisTamsa 9
La acumulación de este hidrógeno molecular va aumentando la presión en los espacios intergranulares del acero, generando pequeñas fisuras también intergranulares.
Corrosión por H2S
Fenómeno de la corrosión
David Hernández MCorrosión en tuberías.Factores a considerar en el diseño.
TenarisTamsa 10
Las fisuras intergranulares se empiezan a propagar uniéndose con otras también generadas, originando fisuras escalonadas, y finalmente la separación del acero por planos.
Corrosión por H2S
Fenómeno de la corrosión
David Hernández MCorrosión en tuberías.Factores a considerar en el diseño.
TenarisTamsa 11
Corrosión por H2S
Caso real de corrosión
David Hernández MCorrosión en tuberías.Factores a considerar en el diseño.
TenarisTamsa 12
El ataque a la tubería por la presencia del bióxido de carbono es conocida como corrosión dulce. El primer caso histórico a nivel mundial de este problema fue ubicado un pozo de gas en Texas, EUA, en el año de 1947; desde entonces se tiene un registro estadístico de que un pozo de cada cinco, tienen problemas con este tipo de corrosión.
Esta corrosión se presenta tanto en pozos de aceite, gas, y gas y condensado.
Corrosión por CO2
Antecedentes
David Hernández MCorrosión en tuberías.Factores a considerar en el diseño.
TenarisTamsa 13
El bióxido de carbono está en una solubilidad equilibrada con el agua y los hidrocarburos. La concentración del CO2en el agua está determinada por la presión parcial del gas en contacto con el agua de formación. La reacción química por presencia del CO2 es:
CO2 + H2O H2CO3 (ácido carbónico)
H2CO3 + Fe FeCO3 (carbonato de hierro) + H2
Corrosión por CO2
Reacción química
David Hernández MCorrosión en tuberías.Factores a considerar en el diseño.
TenarisTamsa 14
La corrosión por efecto del bióxido de carbono ocurre cuando se presenta el mojamiento del acero con el agua de formación. Si el porcentaje de agua se incrementa, la posibilidad de corrosión se incrementara, por lo que la composición química del agua representa un papel importante en este efecto corrosivo.
Cuando en el flujo de hidrocarburos del pozo se presenta la combinación de los compuestos del H2S y CO2, hacen que el efecto sea más corrosivo sobre el acero.
Corrosión por CO2
Fenómeno
David Hernández MCorrosión en tuberías.Factores a considerar en el diseño.
TenarisTamsa 15
Ø Esfuerzo de cedencia o dureza de la tubería.
Ø Limpieza del acero (inclusiones y segregación central).
Ø Intensidad de esfuerzos aplicados (Tensión).
Ø Concentración del ácido sulfhídrico y del bióxido de carbono.
Ø pH de la solución. (fluidos utilizados ó agua de la formación).
Ø Temperatura.
Ø Presiones parciales del H2S y CO2.
Factores que influyen en la corrosión
David Hernández MCorrosión en tuberías.Factores a considerar en el diseño.
TenarisTamsa 16
Investigaciones han demostrado que aceros con esfuerzo a la cedencia de mínimos de 90,000 psi, sin inmunes a los ambientes corrosivos. En términos de dureza son de 22 HRC.
Factores que influyen en la corrosión
Esfuerzo a la cedencia o dureza de la tubería
40
35
30
25
20
15
10
Dureza
HRC
1 5 10 50 100 500 1000Tiempo de falla (hrs)
día semana mes
40 %
60 %
80 %100 %130 %
David Hernández MCorrosión en tuberías.Factores a considerar en el diseño.
TenarisTamsa 17
En el proceso de fabricación de la tubería sin costura, se utiliza un tratamiento a base de calcio y silicio, los cuales atrapan las inclusiones no metálicas (principalmente sulfuro de manganeso), haciendo que éstas tomen una forma esférica tipo globular que impiden la acumulación de hidrógeno.
Factores que influyen en la corrosión
Limpieza del acero
David Hernández MCorrosión en tuberías.Factores a considerar en el diseño.
TenarisTamsa 18
Factores que influyen en la corrosión
Con una buen proceso de limpieza del acero se logra una homogeneidad microestructural, donde se ven favorecidas las propiedades mecánicas y en el aumento de la vida útil del producto en ambientes corrosivos.
Limpieza del acero
David Hernández MCorrosión en tuberías.Factores a considerar en el diseño.
TenarisTamsa 19
Factores que influyen en la corrosión
Durante el vaciado del acero a través del distribuidor, el acero se solidifica y algunos elementos químicos, tales como: S, P, Mn, Cr, tienden a concentrarse en el centro del material y se forma una zona más dura. Este fenómeno es denominado segregación central.
Limpieza del acero
David Hernández MCorrosión en tuberías.Factores a considerar en el diseño.
TenarisTamsa 20
Factores que influyen en la corrosión
La zona de segregación central es de menor limpieza, pero cuando se hace el perforado y laminado del tubo, esta zona se redistribuye dando lugar a un material más homogéneo.
Por lo que el desempeño de la tubería sin costura es superior para trabajar en ambientes amargos.
Limpieza del acero
David Hernández MCorrosión en tuberías.Factores a considerar en el diseño.
TenarisTamsa 21
Factores que influyen en la corrosión
Para el caso de la fabricación de tubería con costura, bajo el proceso de soldada en placa de acero (chapa), esta zona dura de segregación central permanece inalterada durante la fabricación del tubo.
Limpieza del acero
Zona dura (heterogéneo)
soldadura
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TenarisTamsa 22
Factores que influyen en la corrosión
Concentraciones de H2S y CO2Campo
Bellota 118Chinchorro 1Chipilin 3Palangre 1Costero 1Chirimoyo 3Chirimoyo 11Garambullo 1Carmito 11CantarellKix 1Citam 101
H2S (ppm)
84,40069,30064,80057,60062,20078,60087,50061,8008,600
26,00073,91435,000
CO2 (ppm)
39,50045,60039,20028,90051,30065,40056,100
231,200752,40029,00023,00029,000
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TenarisTamsa 23
Las soluciones se miden por el ph, donde es una función logaritmica pH = -log (H+). En una solución con un pH de 6, 5 y 4 ésta es más ácida entre 10, 100 y 1000 veces con respecto a un pH de 7.
Factores que influyen en la corrosión
ph del agua de formación ó fluidos
2 4 10 14pH
Nivel de Corrosión
6 81
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TenarisTamsa 24
En las terminaciones ó intervenciones en los pozos se utilizan fluidos ácidos, tales como el HCl con un pH=1, para la limpieza de los intervalos, principalmente para las formaciones carbonatadas.
Cuando se manejen este tipo de productos, deberáponerse atención a las operaciones, porque algunas secciones de tuberías de revestimiento, producción, líneas de descarga y de conducción pueden quedar contaminadas con estos productos, causando un daño severo a las tuberías.
Factores que influyen en la corrosión
Ph del agua de formación ó fluidos
David Hernández MCorrosión en tuberías.Factores a considerar en el diseño.
TenarisTamsa 25
La solubilidad del FeCO3 decrece y hace que el pHaumente tendiendo a un valor neutro, efecto que protege a las tuberías.
Factores que influyen en la corrosión
Ph del agua de formación ó fluidos
4.5 5 5.5 6 6.5 7pH
Sol
ubili
dad
del
FeC
O3
(ppm
) 100
10
1
0.1
0.01
0.001
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TenarisTamsa 26
La probeta se somete a una solución de agua destilada, con cloruro de sodio y ácido acético glacial, saturada con 2,500 a 3,500 ppm de H2S y un pH de 2.70. La muestra es introducida en esta solución durante 720 horas (1 mes) bajo una carga de tensión constante del 85% de la fluencia.
Factores que influyen en la corrosión
Prueba Nace TM0177
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TenarisTamsa 27
Con base en estudios de laboratorio la norma NACE TM0177 comenta que la corrosión por presencia del H2S se inicia a temperaturas cercanas a los 79 a 65 °C.
Cuando la temperatura se incrementa, el fenómeno corrosivo reduce su intensidad debido a que se disminuye la solubilidad del H2S en el agua de formación, así como la velocidad de reacción provocada por el ingreso del hidrógeno a la red metálica.
Factores que influyen en la corrosión
Temperatura
David Hernández MCorrosión en tuberías.Factores a considerar en el diseño.
TenarisTamsa 28
Autores reconocidos internacionalmente, como NealAdams, recomiendan que para evitar problemas de corrosión por efecto del H2S, deben de considerarse los diseños de tuberías, hasta un rango máximo de temperatura de 93 °C.
Como experiencia observada en México, se han registrado casos de corrosión por efecto del H2S donde su influencia a alcanzado temperatura a los 100 °C.
Factores que influyen en la corrosión
Temperatura
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TenarisTamsa 29
El máximo ritmo de corrosión por efecto del CO2 se presenta en un rango de temperaturas de 70 a 80 °C. Para temperaturas menores, la solubilidad del FeCO3 con el agua de formación decrece, haciéndose cristalina y tiende a proteger a la tubería.
Factores que influyen en la corrosión
Temperatura
Ritm
o de
cor
rosi
ón (
mm
/año
)
02468
10121416
30 50 70 90 110 130Temperatura (°C)
3 bar = 43.51 psi
1 bar = 14.50 psi
0.3 bar = 4.35 psi
0.1 bar = 1.45 psi
Presiones del CO2
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TenarisTamsa 30
PP H2S = (Presión en el pozo) * (% mol de H2S)
PP CO2 = (Presión en el pozo) * (% mol de CO2)
Factores que influyen en la corrosión
Presiones parciales
Presiones Parciales
Mayores o iguales a 30 psi
Entre 3 a 30 psi
Menores a 3 psi
Mayores a 1.5 psi
Entre 0.05 a 1.5 psi
Menores a 0.05 psi
Corrosión esperada
Alta
Media
No se presenta
Alta
Media
No se presenta
H2S
CO2
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TenarisTamsa 31
Pueden obtenerse valores elevados de presiones parciales y por lo tanto, esperarse altos niveles de corrosión. Sin embargo, la producción de agua de formación puede ser baja con un pH neutro, entonces la corrosión será baja o nula; ó bien viseversa.
Por lo que una recomendación, antes de seleccionar el material, es conveniente conocer el porcentaje, pH y Cl-
del agua de formación, así como la temperatura del pozo durante diferentes eventos.
Factores que influyen en la corrosión
Presiones parciales
David Hernández MCorrosión en tuberías.Factores a considerar en el diseño.
TenarisTamsa 32
Factores que influyen en la corrosión
Presiones parciales
0.001 0.01 0.1 1 10 100 1000
1
0.1
0.01
10
1000
100
Presión parcial de H2S (psi)
Pres
ión
parc
ial d
e C
O2
(psi
)
Región 1Región 3
Región 4
Región 5
7
Región 2
30
0.05 1.5
Región 6Región 7
David Hernández MCorrosión en tuberías.Factores a considerar en el diseño.
TenarisTamsa 33
El nivel de corrosión esperado en esta región es mínimo, por lo que cualquier grado de acero puede utilizarse.
Factores que influyen en la corrosión
Presiones parciales. Región 1.
0.001 0.01 0.1 1 10 100 1000
1
0.1
0.01
10
1000
100
Presión parcial de H2S (psi)
Pres
ión
parc
ial d
e C
O 2(p
si)
Región 1Región 3
Región 4
Región 5
7
Región 2
30
0.05 1.5
Región 6Región 7
David Hernández MCorrosión en tuberías.Factores a considerar en el diseño.
TenarisTamsa 34
Nivel de corrosión medio. Si la
temperatura es mayor a los 100°C
y el pH del agua de formación es ácido, se recomienda utilizar L-80, pero si el agua de la formación tiene un pHbásico, entonces el nivel de corrosión se minimiza y puede utilizarse cualquier grado de acero. Si la temperatura es menor a los 100°C y el pH del agua de formación es ácido, se recomienda utilizar el TRC-95 o TRC-110, pero si el agua de la formación tiene un pH básico, entonces el nivel de corrosión baja y puede utilizarse el L-80
Factores que influyen en la corrosión
Presiones parciales. Región 2.
0.001 0.01 0.1 1 10 100 1000
1
0.1
0.01
10
1000
100
Presión parcial de H2S (psi)
Pres
ión
parc
ial d
e C
O 2(p
si)
Región 1Región 3
Región 4
Región 5
7
Región 2
30
0.05 1.5
Región 6Región 7
David Hernández MCorrosión en tuberías.Factores a considerar en el diseño.
TenarisTamsa 35
El nivel de corrosión esperado por ácido sulfhídrico puede ser elevado, por lo que se recomienda el uso de grados de acero resistente a este fenómeno, tales como el TRC-95 y TRC-110 que contienen el 1% de peso en Cr.
Factores que influyen en la corrosión
Presiones parciales. Región 3.
0.001 0.01 0.1 1 10 100 1000
1
0.1
0.01
10
1000
100
Presión parcial de H2S (psi)
Pres
ión
parc
ial d
e C
O 2(p
si)
Región 1Región 3
Región 4
Región 5
7
Región 2
30
0.05 1.5
Región 6Región 7
David Hernández MCorrosión en tuberías.Factores a considerar en el diseño.
TenarisTamsa 36
El nivel de corrosión esperado por bióxido de carbono esperado en esta región es mínimo y puede utilizarse cualquier grado de acero al carbón.
La inyección de inhibidores puede minimizar cualquier efecto corrosivo.
Factores que influyen en la corrosión
Presiones parciales. Región 4.
0.001 0.01 0.1 1 10 100 1000
1
0.1
0.01
10
1000
100
Presión parcial de H2S (psi)
Pres
ión
parc
ial d
e C
O 2(p
si)
Región 1Región 3
Región 4
Región 5
7
Región 2
30
0.05 1.5
Región 6Región 7
David Hernández MCorrosión en tuberías.Factores a considerar en el diseño.
TenarisTamsa 37
El nivel de corrosión por bióxido
de carbono puede ser elevado,
siempre y cuando la cantidad de agua sea considerable y su pH sea ácido, por lo que se recomienda utilizar un producto a base de cromo (13-15 Cr). Sin embargo, si la cantidad de agua es mínima ó el pH del agua de la formación tiende a ser neutro ó básico, entonces la corrosión se verá minimizada y un grado TRC-95 o TRC-110 puede utilizarse. Ejemplo: Campo Carmito, donde la producción de CO2 es del 90%, pero sin agua.
Factores que influyen en la corrosión
Presiones parciales. Región 5.
0.001 0.01 0.1 1 10 100 1000
1
0.1
0.01
10
1000
100
Presión parcial de H2S (psi)
Pres
ión
parc
ial d
e C
O 2(p
si)
Región 1Región 3
Región 4
Región 5
7
Región 2
30
0.05 1.5
Región 6Región 7
David Hernández MCorrosión en tuberías.Factores a considerar en el diseño.
TenarisTamsa 38
Este nivel es de los más altos de
corrosión, por lo que es importante
revisar la temperatura de trabajo, pH del agua de la formación incluyendo sus cloruros (Cl-). En general puede considerarse un producto a base de cromo (22-25 Cr) principalmente cuando la cantidad de agua sea considerable y su pH sea ácido. Sin embargo, Si la cantidad de agua es mínima y el pH es neutro ó básico, entonces la corrosión se verá minimizada y un grado de acero TRC-95 o TRC-110 puede utilizarse.
Factores que influyen en la corrosión
Presiones parciales. Región 6.
0.001 0.01 0.1 1 10 100 1000
1
0.1
0.01
10
1000
100
Presión parcial de H2S (psi)
Pres
ión
parc
ial d
e C
O 2(p
si)
Región 1Región 3
Región 4
Región 5
7
Región 2
30
0.05 1.5
Región 6Región 7
David Hernández MCorrosión en tuberías.Factores a considerar en el diseño.
TenarisTamsa 39
Este nivel de corrosión es el más alto de los conocidos. En estos casos se recomienda el uso de grado a base de cromo (22-25 Cr). También antes de tomar una decisión es importante revisar la temperatura de trabajo, pH del agua de la formación incluyendo sus cloruros (Cl-).
Factores que influyen en la corrosión
Presiones parciales. Región 7.
0.001 0.01 0.1 1 10 100 1000
1
0.1
0.01
10
1000
100
Presión parcial de H2S (psi)
Pres
ión
parc
ial d
e C
O 2(p
si)
Región 1Región 3
Región 4
Región 5
7
Región 2
30
0.05 1.5
Región 6Región 7
David Hernández MCorrosión en tuberías.Factores a considerar en el diseño.
TenarisTamsa 40
Caso: Corrosión por H2S
20” 1089 m
30” 165 m
13 3/8” 1840 m
11 3/4” 2754 m
9 5/8” 4758 m
7” 5667 m
101 m
4558 m
5462 m
5” 6106 m5926 - 5917 m
Durante la estimulación del intervalo 5926 a 5917 m, en la formación JSK, se observó una comunicación entre el aparejo de producción y la tubería de revestimiento de 7”. El pozo fue controlado, se extrajo el aparejo de producción, observándose seis rupturas en el aparejo por ataque del ácido sulfhídrico.
Problemática
David Hernández MCorrosión en tuberías.Factores a considerar en el diseño.
TenarisTamsa 41
Durante la extracción del aparejo se detectaron seis rupturas.
Caso: Corrosión por H2S
Ruptura del aparejo de 3 ½” en P-110
Prof. (m)
2668
2972
3056
3106
3161
3385
Temp.(°C)
84
91
93
94
95
100
David Hernández MCorrosión en tuberías.Factores a considerar en el diseño.
TenarisTamsa 42
Caso: Corrosión por H2SEstado Mecánico, grados de acero y temperaturas
40° 80° 120° 140° 160°
3 1/2” TRC-95 12.95 lb/pie (acero diseñado para la corrosión).20” 1089 m
30” 165 m
20° 60° 100°
26°C
13 3/8” 1840 m
11 3/4” 2754 m
9 5/8” 4758 m
7” 5667 m
101 m
4558 m
5462 m
5” 6106 m
160°C @ 6106 m
Zona de rupturas
2.19°C/100 m
5926 - 5917 m
3 1/2” P-110, 12.95 lb/pie
Lastrabarrenas de 4 3/4”
David Hernández MCorrosión en tuberías.Factores a considerar en el diseño.
TenarisTamsa 43
Caso: Corrosión por H2S y erosión
Ruptura del aparejo por agrietamiento por inducción del hidrógeno a la profundidad de 3560 m, con temperatura geotérmica de 100°C.
Aparejo de producción 4 ½” P-110 del pozo Uech 22D
25X
Agrietamientotípico de inducciónde hidrogeno.
Sección longitudinal
Superficie interna
Cavidad aledaña ala formación decorrosión puntual.
David Hernández MCorrosión en tuberías.Factores a considerar en el diseño.
TenarisTamsa 44
Caso: Corrosión por CO2
Aparejo de producción de 3 ½” C-95 con 13 años de operación en el Campo Carmito con una producción de CO2 del 70% mol.
Problemática
David Hernández MCorrosión en tuberías.Factores a considerar en el diseño.
TenarisTamsa 45
Caso: Corrosión por CO2Estado Mecánico, grados de acero y temperaturas
16” 499 m
10 3/4” 2000 m
24” 48 m
7 5/8” 2775 m
B.L. 5” 2521 m
5” 3156 mfondo 3186 m 40° 50° 60° 70° 80° 90°
2970-3010 m
30°
32°C
90° C @ 3010 m
1.94°C/100 m
Datos:
Porcentaje de agua = 0.20 - 2.53 %
pH del agua de formación: 6 - 7
Gradiente = 1.94°/100 m
Profundidad a los 100°C - todo el pozo
Presión parcial del CO2 en superficie:
P CO2 = Psup (% mol CO2)
P CO2 = (2,000 psi) (0.70) = 1,400 psi
Presión parcial del H2S en superficie:
P H2S = Psup (% mol H2S)
P H2S = (2,000 psi) (0.005) = 10 psi
Presión parcial del CO2 en el fondo:
P CO2 = Pfondo (% mol CO2)
P CO2 = (4,600 psi) (0.70) = 3,220 psi
Presión parcial del H2S en el fondo:
P H2S = Pfondo(% mol H2S)
P H2S = (4,600 psi) (0.005) = 23 psi
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TenarisTamsa 46
Caso: Corrosión por CO2
Tabla de producción del pozo Carmito 13Concepto
Producción de aceiteProducción de gas
AguapH del agua
Presencia CO2
Presencia H2SPresión en superficiePresión en el fondo
Temperatura en el fondo
Cantidad516 BPD
12.27 – 4.92 MMPCD0.20 – 2.53 %
6 - 7700,000 ppp = 79% mol5,000 ppm = 0.5 % mol140 Kg/cm2 = 2,000 psi324 Kg/cm2 = 4,600 psi
90 °C
David Hernández MCorrosión en tuberías.Factores a considerar en el diseño.
TenarisTamsa 47
Caso: Corrosión combinada H2S y CO2
Aparejo de producción de 3 ½” N-80 con 8 años de operación en el pozo Luna 3B.
Problemática
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TenarisTamsa 48
Caso: Corrosión combinada H2S y CO2
Aparejo de producción de 3 ½” TRC-95 con 8 años de operación en el pozo Luna 3B.
Problemática
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TenarisTamsa 49
Caso: Corrosión combinada H2S y CO2Estado Mecánico, grados de acero y temperaturas
20” 845 m
13 3/8” 2450 m
30” 60 m
9 5/8” 4684 m
5” 5529 m
7” 5339 m
B.L. 5”4124 m
30° 60° 90° 120°150° 180°0°
32°C
2.56 °C/100 m
174°C @ fondo
Datos:
Porcentaje de agua = 11%
pH del agua de formación: 5.6
Gradiente = 2.56°/100 m
Profundidad a los 100°C = 2,650 m
Presión parcial del CO2 en superficie:
P CO2 = Psup (% mol CO2)
P CO2 = (3,750 psi) (0.034) = 127.50 psi
Sistema altamente corrosivo.
Presión parcial del H2S en superficie:
P H2S = Psup (% mol H2S)
P H2S = (3,750 psi) (0.0117) = 43.875 psi
Sistema altamente corrosivo.
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TenarisTamsa 50
Caso: Corrosión combinada H2S y CO2
Tabla de producción del pozo Luna 3BConcepto
Producción de aceite
Producción de gas
Agua
pH del agua
Presencia CO2
Presencia H2S
Presión en superficie
Temperatura en el fondo
Cantidad
346 BPD
3.3 MMPCD
11 %
5.6
3.40 % mol
1.17 % mol
264 Kg/cm2 = 3,750 psi
174 °C
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TenarisTamsa 51
Caso: Corrosión por CO2 y daño mecánico
Aparejo de producción de 2 7/8” grado N-80 con de operación en el pozo
Problemática
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TenarisTamsa 52
Caso: Corrosión en conexiones superficiales
Esta corrosión es ocasionado por el CO2, la cual es denominada “pitting”; y se puede presentar en los componenetes tubulares, portaestranguladores, conexiones superficiales.
Problemática
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TenarisTamsa 53
Caso: Corrosión en tubería de conducciónProblemáticaEn el pozo Mayacaste 1, se realizó una estimulación de limpia y los productos de reacción fueron eliminados, quedando la tubería de descarga y de línea contaminada, generando un ambiente corrosivo. Posteriormente durante las operaciones de producción del pozo, la tubería de línea que se encontraba en un río y manglar fugó en diferentes puntos causando alta contaminación, por lo que fue necesario cerrar el pozo y reparar la línea de conducción.
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TenarisTamsa 54
Caso: Corrosión en tubería de conducciónProblemática
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TenarisTamsa 55
Caso: Corrosión en tubería de conducción
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TenarisTamsa 56
Caso: Corrosión por operacionesEstado Mecánico
13 3/8” 197 m
9 5/8” 1757 m
20” 39 m
7” 3290 m
Empacador a 2872 m
3225 - 3260 m
3270 m
HCl
Sal
mue
ra d
e 1
.02
gr/c
m3
más
H
Cl
Las presiones se igualaron durante la estimulación de limpia a 147 Kg/cm2
Durante la operación de estimulación de limpia con HCl, se observó una comunicación al espacio anular a través del empacador, quedando la tubería de explotación y producción expuestas al compuesto corrosivo durante seis meses.
El aparejo de 2 7/8” fue extraído observándose el daño siguiente.
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TenarisTamsa 57
Caso: Corrosión por operaciones
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TenarisTamsa 58
Caso: Corrosión agresiva
Corrosiónagresiva
16XSentido Longitudinal
Tubería de producción en pozos letrina. Se desconoce los productos que fueron inyectados.
Problemática
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TenarisTamsa 59
Diferencia en grados de acero
Concepto
No. Elementos API5CTUso de cromoProceso limpieza aceroUso desgafisicador vacíoTipo de tratamientoGrano del aceroMáxima durezaControl de durezaPrueba NACECosto
Grado N-80
2No
IndirectamenteNo
EnfriamientoAustenita
No se indicaNo se indica
No1.00
Grado L-80
7No
DirectamenteNo
Tratamiento TérmicoMartensita Revenida
23 HRCSiNo
1.05
Grado TRC-95
9Si
DirectamenteSi
Tratamiento TérmicoMartensita Revenida
21 HRCSiSi
1.30
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TenarisTamsa 60
Diferencia en grados de acero
Tratamiento TérmicoDespués del laminador, la tubería se vuelve a calentar a una temperatura del 620°C y se inmediato se lanza el tubo a una tina de temple, donde las moléculas del acero quedan desestresadas, conviertinedose el martensitarevenida.
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TenarisTamsa 61
Para los diseños de las tuberías de revestimiento, producción, conducción y de perforación, deberán realizarse bajo los procedimientos de diseño de cargas mecánicas (cargas máximas) utilizando los criterios de diseño establecidos; pero ahora también hay que involucrar los factores más relevantes que influyen en el fenómeno de la corrosión por ácido sulfhídrico y bióxido de carbono, para aquellos proyectos que lo requieran y que este quede diseñado en óptimas condiciones para que este en funcionamiento durante toda su vida productiva.
Conclusión
General
03.09.08
Corrosión en tuberías por H2S y CO2. Factores a considerar para el diseño y selección de tuberías
David Hernández MoralesServicios Técnicos Petroleros