CORROSIN DE CAMPOS PETROLEROS

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MANUAL DE DETECCIN Y CONTROL

DE CORROSIN

EN CAMPOS PETROLEROSPor

HOWARD J. ENDEAN

CONSULTOR

Publicado Por

CHAMPION TECHNOLOGIES, INC.

Houston, Texas

1989

Traduccin de CHAMPION TECHNOLOGIES, INC.

Para Latino Amrica

Impreso en El Tigre - Venezuela

2004

RECONOCIMIENTO

El escritor aprecia el respaldo y el estmulo de la Gerencia de Champion Technologies, Inc. en la preparacin de este manual. Tambin a mi asociado el Sr. Raymond Shelton por revisar y permitir la inclusin de su recopilacin sobre los Inhibidores de Corrosin CORTRON de Champion, en el Captulo VI.

Especial agradecimiento a la empresa Norris de Cabillas de Balancines por permitirnos usar sus fotografas de las cabillas de bombeo para balancines en este manual.

TABLA DE CONTENIDOS

CAPTULO I - CAUSAS DE CORROSIN EN EQUIPOS DE CAMPOS PETROLEROS

ARTCULO

DESCRIPCIN

PGINA

General

13

A.

Definicin de Corrosin

14

B.

Ambiente Electroqumico

14

1. Factores Metalrgicos

16

2. Factores de Fabricacin

16

3. Factores de Operacin de Campos

16

C.

Reacciones Electroqumicas Tpicas Idealizadas

17

D.

Apariencia de Prdida de Metal por Corrosin

17

1. Sulfuro de Hidrgeno Picadura y Ataque General

18

2. Dixido de Carbono - Ataque por Picadura

18

3. Salinidad con Alto Contenido de Cloruro - pH 6.0 -7.0

19

4. Acidos 15% HCI y Acidos Gastados

19

5. Bacterias Sulfato - Reductoras

20

6. Corrosin / Erosin - Efecto de Alta Velocidad

20

E.

Corrosividad vs. pH del Agua

21

F.

Corrosin vs. Sulfuro de Hidrgeno y Dixido de Carbono

22

1. Corrosividad del Sulfuro de Hidrgeno

22

2. Corrosividad del Dixido de Carbono

23

G.

Tasa de Corrosin vs. Velocidad y Temperatura

23

H.

Tasa de Aceleracin del Desarrollo de la Picadura

24

I.

Sensibilidad al Hidrgeno

26

J.

Factores que Controlan la Sensibilidad al Hidrgeno

27

1. Esfuerzo de Fluencia

27

2. Dureza

27

3. Nivel de Tensin

27

4. Tensiones Internas

27

5. Concentracin de Hidrgeno

27

6. Temperatura

27

K.

Ampolla de Hidrgeno

27

L.

Corrosin Galvnica

28

Celdas Galvnicas en Operaciones de Campo 28

CAPITULO II - CORROSIN EN POZOS PETROLEROS Y SU PREVENCIN

ARTCULO

DESCRIPCIN

PGINA

General

29

A.

Corte de Agua vs. Humedad por Agua de Equipos de Pozos30

B.

Causas Tpicas de Fractura en Cuerpo de Cabillas de

Bombeo Mecnico

30

C.

Lmite de Endurecimiento de Cabillas de Bombeo Mecnico31

D.

Causas Tpicas de Rompimiento del Pin en Cabillas de

Bombeo Mecnico

33

E.

Apariencia Tpica de Rotura en Cuerpos de Cabillas de

Bombeo Mecnico

34

F.

Apariencia Tpica de Rotura en Cajas de Cabillas de

Bombeo Mecnico

34

G.

Defectos por Inclusin de Escorias durante Mecanizado 35 H.

Reglas Prcticas para Estimar la Corrosin

36

1. Regla 1 - Cupn de Informacin de Corrosin - 30 das 36

2. Regla 2 - Fallas de Tensin en Sarta de Cabillasde

Bombeo Mecnico

36

3. Regla 3 - Mediciones de pH - Muestras Frescas

36

4. Regla 4 - Corte de Agua y pH

37

I.

Programa de Campo para Detectar Corrosin

37

J.

Decisiones en el Diseo de un Programa de Inhibidores 39

K.

Procedimientos de Tratamiento para Pozos Petroleros

por Bombeo Mecnico

40

L.

Procedimientos Iniciales de Recubrimiento

41

1. Corrida de Tubera de Completacin y/o Cabillas

en Pozos

41

2. Tratamientos de Inyeccin por Lote o Continua

41

3. Tratamientos de Inyeccin Forzada

42

M.

Procedimiento para Tratamiento por Carga Peridica 42

1. Volumen Adecuado de Inhibidor

42

2. Galones de Inhibidor Requeridos Semanalmente

43

3. Frecuencia Adecuada del Tratamiento

43

4. Certeza de que el Inhibidor entra en la Tubera

44

N.

Procedimiento por Carga Peridica con Inhibidor Disperso 44

O.

Procedimiento de Inyeccin Continua

45

P.

Procedimiento de Tratamiento por Inyeccin Forzada

45

Q.

Monitoreo de la Corrosin en Pozos Petroleros

46

1. Anlisis de Falla de Sartas de Cabillas

46

2. Cupn de Informacin de Corrosin

47

3. Informacin de Conteo de Hierro

47

R.

Nomograma de Prdida de Hierro

48

CAPITULO III - CORROSIN EN POZOS DE GAS / CONDENSADO

Y PREVENCIN

ARTCULO

DESCRIPCIN

PGINA

General

50

A.

Velocidades Tericas Lmites para Tuberas

de Completacin

50

B.

Clculo de Velocidad Aproximada en Tuberas

de Completacin

51

1. Presin Aproximada en el Fondo de Pozos de Gas

52C.

Corrosividad vs. Velocidad Lmite y Densidad

53

D.

Relaciones de Interfase Gas - Lquido en la Tubera de

Completacin

54

1. Patrones de Flujo en Tuberas de Completacin

55

2. Resbalamiento y Retenciones en la Tubera

55

E.

Produccin de Agua en Pozos de Gas / Condensado

57

1. Yacimientos con Empuje por Expansin de Gas

57

2. Yacimientos con Empuje Hidrulico

57

3. Yacimientos con Canales Preferenciales de Agua

58

F.

Reglas Prcticas para Estimar la Corrosin

58

1. Regla 1 - Prediccin de Corrosin en todos los pozos 59

2. Regla 2 - Prediccin de Corrosin - Pozos de Gas Dulce 60

3. Regla 3 - Prediccin de Corrosin - Pozos de Gas Dulce 59

4. Regla 4 - Prediccin de Corrosin - Informacin del Cupn 59

G.

Decisiones Requeridas para Programas de Inhibidores 60

H.

Procedimiento para Inhibicin de Pozos de Gas / Condensado61

I.

Tasas de Tratamiento para Pozos de Gas / condensado 62

1. Lotes de Tratamiento por 5.000 de Tubera de

Completacin 2 - 3

21

2. Tasas de Inyeccin Continua para Tubera de

Completacin 2 - 3

62

3. Volumen de Tratamiento por Inyeccin Forzada

63

J.

Control de Corrosin en los Cabezales de Pozos y Equipos

de Subsuelo

63

CAPITULO IV - CORROSIN EN OLEODUCTOS Y GASODUCTOS

Y PREVENCION

ARTCULO

DESCRIPCIN

PGINA

General

65

A.

Causas Frecuentes de Corrosin Interna en Oleoductos 65

B.

Patrones de Flujo en Oleoductos

66

1. Lneas de Transferencia de Petrleo Custodiadas

(Agua: Trazas hasta 2%)

67

2. Gasoductos de Gas Hmedo (Agua: Traza hasta

5 bbls / MMPC)

67

C.

Velocidades Aproximadas en Gasoductos de Gas Hmedo 70

1. R Aproximados para Oleoductos Enterrados o Sumergidos 70

2. reas Aproximadas de Tuberas en Pies Cuadrados

71

D.

Evaluacin de Posibilidades de Corrosin en Oleoductos 71

E.

Tipos Generales de Programas de Inhibicin para

Oleoductos

72

1. Procedimiento para Limpieza de Tuberas antes de la

Inhibicin

71

a. Gasoductos Nuevos

72

b. Oleoductos en Operacin

73

c. Gasoductos en Operacin con Gas Hmedo

74

d. Gasoductos en Operacin con Gas Deshidratado

74

2. Inhibicin en Oleoductos por Inyeccin Continua

74

a. Inhibicin en Tuberas de Transmisin de Campo 75

b. Inhibicin en Tuberas de Transferencia de Custodia 76

3. Inhibicin en Gasoductos de Gas Hmedo

76

a. Tratamiento Tipo 1 ( Programa por Cargas )

78

b. Tratamiento Tipo 2 ( Programa de

Inyeccin Continua)

79

c. Tratamiento Tipo 3 (Slo

Condiciones Especiales)

80

d. Tratamiento Optimo

81

F.

Requerimientos de Inhibidor vs. Velocidad de Gas Hmedo82

G.

Inhibicin en Gasoductos de Gas a Ventas

83

1.Tratamiento Tipo 1 ( Ver E,3, a: Tratamiento Tipo 1) 83

2. Tratamiento Tipo 2 ( Inyeccin Continua)

83

H.

Monitoreo de la Corrosin en Oleoductos

84

1. Cupones de Corrosin Requerimientos de Instalacin 84

a. Lneas de Flujo en Alquiler

84

b. Lneas de Transferencia en Custodia

85

c. Gasoductos de Gas Hmedo

86

d. Interpretacin de la Informacin del Cupn de

Corrosin

86

e. Tuberas de Gas a Ventas

86

2. Anlisis de Agua para Corrosin Potencial

87

a. Tuberas de Flujo en Alquiler

87

b. Tuberas de Transferencia de Custodia

88

c. Gasoductos de Gas Hmedo

88

d. Muestras de Agua Monitoreo de Corrosin

89

e. Muestras de Agua Monitoreo de Inhibidor 89

I.

Monitoreo de Gasoductos de Gas a Ventas

90

CAPITULO V - CORROSIN POR OXIGENO EN PRODUCCIN

Y OLEODUCTOSARTCULO

DESCRIPCIN

PGINA

General

91

A.

Entrampamiento de Aire en Pozos Petroleros

92

B.

Entrampamiento de Aire en Tanques

93

C.

Entrampamiento de Aire en Bombas de Transferencia

y de Inyeccin

94

D.

Entrampamiento de Aire en Sistemas de Inyeccin

94

E.

Fuentes Potenciales de Contaminacin de Aire

95

F.

Entrampamiento de Aire en Fuentes de Agua

95

G.

Solubilidad del Oxgeno en Aguas Superficiales

96

H.

Remocin de Oxgeno en Aguas Inyectadas

96

1. Depuracin e Inhibicin de Oxgeno

97

2. Reflujo de Gas o Aspiracin para Remocin

de Oxgeno

97

CAPITULO VI INHIBIDORES CORTRON DE CHAMPION PARA CONTROL DE CORROSION

ARTCULO

DESCRIPCIN

PGINA

A.

Pozos de Bombeo Mecnico con Cabillas Alto Nivel

de Fluido

99

B.

Pozos de Bombeo Mecnico con Cabillas - Bajo Nivel

de Fluido 100

C.

Pozos de Gas Lift

100

D.

Pozos de Bombeo Hidrulico

100

E.

Pozos de Gas / Gas Condensado

101

F.

Oleoductos y Gasoductos 102

CAPITULO VII - INFORMACIN TCNICA MISCELNEA

ARTCULO

DESCRIPCIN

PGINA

General

103

A.

Procedimiento de Anlisis de Fallas

104

B.

Aproximacin de Tensin y Esfuerzo de Fluencia

del Acero

106

1. Salinidad vs. Dureza Rockwell

107

2. Resistencia Salina vs. Resistencia a la Tensin

107

3. Resistencia a la Tensin vs. Rango de Esfuerzo

de Fluencia

108

C.

Criterio de Velocidad Aproximada para Lquidos

108

1. Clculo de Velocidad Aproximada

109

2. Velocidades Lmite para Agua en Tuberas de Acero

109

3. Velocidades Lmite para Petrleo en Tuberas de Acero 109

4. Criterio de Diseo para Bombas de Succin

109

5. Velocidades de Tuberas vs. Densidades del Fluido

109

D.

Diseo de Velocidades para Tubera de Completacin de Pozo110

E.

Materiales Resistentes a la Corrosin

111

1. Materiales no Metlicos

111

a. Tubera Plstica Extruida

112

b. Tubera de Revestimiento Epxico de Vidrio 112

c. Camisas Plsticas en Tubera de Acero

112

d. Revestimientos Endurecidos

113

e. Encamisados de Cemento

113

2. Aleaciones Resistentes a la Corrosin

114

a. Moneles

114

b. Aceros Inoxidables

115

(1) Serie AISI 300 Aceros Inoxidables

116

(2) Serie AISI 400 Aceros Inoxidables

116

3. Aleaciones Aluminio Bronce

117

4. Inconel, Hasteloide, Estelita y Colmonoy

117

F.

Especificaciones API - Propiedades Fsicas

117

1. API/ESPEC. 11B Cabillas de Bombeo y Acoples 118

2. API/ESPEC. 5A. 5AC, 5AX Tubera de Completacin

y Revestidores de Pozos

119

3. API/ESPEC. 5L Tuberas de Lneas

120

G.

Referencias pertinentes a Corrosin de Campos Petroleros 121

H. Glosario de trminos 123ANTECEDENTES

La corrosin en equipos de produccin y oleoductos tuvo su inici en los aos 30 con el crecimiento de la perforacin de pozos al este del Ro Mississippi. En muchos de los campos, el petrleo y el gas contenan un volumen significativo de gases cidos, Sulfuro de Hidrgeno y Dixido de Carbono. Adems, algunos campos tenan yacimientos con empuje hidrulico o mesas de aguas mviles y fueron completadas en formaciones en formaciones no consolidadas que luego intensificaron la corrosin. Mientras los incidentes de corrosin de los aos 30 fueron difundidos, el nmero actual de campos en los cuales sto estaba ocurriendo era limitado. Sin embargo, para mediados de los aos 40, las fallas de corrosin haban alcanzado niveles epidmicos.

La corrosin en oleoductos y pozos fue identificada como un problema de campo con responsabilidad discrecional en los operadores de campo y su personal para su solucin. En cooperacin con compaas de produccin qumica, se difundieron las pruebas de campo, en su mayora basadas en suposiciones intuitivas como soluciones. Se llevaron a cabo muchas reuniones informales para comparar los resultados que a propsito no fueron registradas. Para inicios de los aos 50, el esparcimiento de pruebas y el intercambio de resultados ha desarrollado Reglas Prcticas, tanto para detectar una condicin corrosiva as como para limitar la tasa de prdida de metal. Desde los aos 50, se han ido implantando los tratamientos a travs de continuas pruebas y la formulacin de qumicos ptimos. Mucha informacin de este manual es la versin actualizada de estos programas originales. Aunque por definiciones tcnicas todava seguiran clasificadas como Reglas Prcticas, basado en aos de aplicaciones exitosas, ellas podran aplicarse todava con confianza.

No hay manera de reconocer la contribucin del personal de produccin y operacin de las compaas qumicas a estos desarrollos. A finales de los aos 40, la NACE todava se encontraba inicial de la conformacin de un registro y catalogacin formal del trabajo de campo. El Proyecto de Investigacin de Corrosin NGAA, un comit ad-hoc comparando y analizando los estudios de campo, ha listado 22 compaas productoras y organizaciones activas de servicio en los estudios de campo. Las minutas de este comit se refieren a muchos de estos estudios, pero con limitada referencia al personal involucrado. Sin embargo, este manual atestigua a la minuciosidad de los estudios y la suficiencia tcnica y objetividad del personal que llev a cabo estas investigaciones.

CAPITULO I

CAUSAS DE CORROSIN EN EQUIPOS DE CAMPOS PETROLEROS

GENERAL

Se ha estimado que el 80% de las fallas que ocurren en operaciones de produccin y oleoductos son causadas por corrosin. Esto se debe al tipo de prdida de metal o de tipos tensoriales con corrosin desarrollando as los factores tensionales o asociados a hidrgeno atmico con Sensibilidad al Hidrgeno. El objetivo principal cuando las fallas ocurren consiste en establecer si la causa es la corrosin, cuales son las razones especficas y cmo pueden ser prevenidas a futuro.

En vista de que generalmente se sospecha que causa es la corrosin, es esencial que el operador tenga un entendimiento general de la corrosin como fenmeno, su apariencia y las condiciones operativas que pueden iniciar el ataque. Ya que la mayora de los equipos son fabricados de metales ferrosos, la corrosin de aceros, etc., es la principal preocupacin. Los dos principales agentes corrosivos asociados con el petrleo y el gas, son el Sulfuro de Hidrgeno y el Dixido de Carbono. El oxgeno tambin es de gran preocupacin cuando es producido o cuando las aguas de inyeccin estn en contacto con aire. Mientras hay una gran variedad de condiciones operativas bajo las cuales puede ocurrir corrosin, la causa fundamental es siempre la reaccin electroqumica. Una vez que estos factores que controlan la corrosin hayan sido entendidos y los tipos de fallas hayan sido reconocidos, la corrosin puede ser establecida rpidamente como la probable causa. Esta condicin se confirmar usualmente con una revisin de las condiciones operativas acopladas a pruebas relativamente simples. A continuacin se revisan los conceptos bsicos de corrosin en campos petroleros y dems informacin pertinente al anlisis de fallas de campo.

A.DEFINICIN DE CORROSIN

El Manual de Corrosin de Herbert H. Uhlig dice:

CORROSIN: Destruccin de un metal por reaccin qumica o electroqumica con su ambiente.

En operaciones de rutina de produccin y oleoducto, se aplica slo la reaccin electroqumica. Dependiendo de la metalurgia, corrosivos y condiciones operativas, la apariencia de la corrosin y las fallas pueden ser bastante diferentes, sin embargo, la causa fundamental es el componente electroqumico de la definicin.

Mientras que el componente qumico de la definicin no cuenta en operaciones de rutina, puede ser un factor en fallas asociadas con trabajos cidos, fluidos de empacaduras y otras operaciones donde grandes volmenes de qumicos empleados en la estimulacin o completacin de pozos. Una revisin de posibilidades qumicas es deseable en lugares donde la corrosin ha ocurrido sin una causa aparente.

B. AMBIENTE ELECTROQUMICO

La figura a continuacin es una representacin idealizada de un ambiente electroqumico con una superficie limpia y perfecta de acero, sin imperfecciones internas o externas. Cada grano es minuciosamente diferente en su estructura y composicin y marcadamente diferente en los bordes de los granos en sus aleaciones que precipitaron a medida que el acero se enfri desde un estado fundido a slido. Cuando la superficie es revestida con un electrolito, el agua siempre en operaciones rutinarias de campo, se detalla flujo mnimo de corriente entre reas andica y catdica de la superficie.

AMBIENTE ELECTROQUMICO

La siguiente figura es una representacin idealizada de reacciones electroqumicas en las superficies andica y catdica. Los iones de hierro entran en el agua desde el nodo; los iones de hidrgeno en el agua se mueven hacia el ctodo, se combinan para formar molculas, emergen como burbujas de gas y dejan el electrolito.

ACCION LOCAL EN UNA CELDA

El deterioro superficial metlico podra ser lento y generalmente uniforme. Con frecuencia, los productos de la corrosin tales como herrumbre, cubren la superficie haciendo lenta la velocidad de la reaccin. Mientras esta corrosin general no es usualmente de mayor preocupacin, desde el punto de vista de prdida de metal, el hidrgeno atmico puede causar Sensibilidad al Hidrgeno en aceros de alta resistencia o altamente tensionados.

El tipo de ataque electroqumico de picadura es la mayor causa de corrosin por tensin y fallas por prdida de metal. Hay un nmero de factores en las condiciones operacionales y en los procedimientos de fabricacin de aceros tpicos empleados en los campos petroleros, que forman reas de alto potencial electroqumico, donde el ataque por picaduras se desarrolla. Lo siguiente es una lista parcial de las muchas condiciones en materiales de campo y equipos, que pueden iniciar corrosin por picadura.

1. Factores Metalrgicos: Crecimiento anormal de granulacin, tratamiento trmico inadecuado, acero sucio (escoria, lingotes, costras), liberacin tensional inadecuada, secuencia de fundicin inadecuada.

2. Factores de Fabricacin: Tratamientos al calor y/o liberacin tensional inadecuados, dobleces, uniones, trastornos por cortes de energa, frentes de caras y ensamblaje inadecuados, limpieza inadecuada (escala mill), soldadura no apropiada o inadecuada, excesivo fro de estiramiento, daos de superficie (hendiduras, abolladuras, etc.).

3. Factores de Operacin de Campos: Daos en la superficie (marcas de herramientas, abolladuras, hendiduras, etc.), soldadura no apropiada (uniones, cortes de energa, sopleteados, escorias), doblez y estiramiento en fro, agua cida producida, escamas depositadas en agua, escamas de productos corrosivos, trechos de agua, alta velocidad (turbulencia en flujo discontinuo), metales y aleaciones distintas.

C. REACCIONES ELECTROQUMICAS TPICAS IDEALIZADAS

Los siguientes productos ferrosos de corrosin mostrados formaran junto con el H2S y CO2 en bajos slidos agua y desde el punto de vista de la corrosin, los nicos productos de preocupacin. Sin embargo, un anlisis de escala en un campo tpico, contendr otros elementos qumicos asociados con salinidad en campos petroleros y un componente orgnico del petrleo, condensado o qumicos empleados en tratamiento de pozos.

H2O

Fe + H2S -------------------------FeS + H2(Corrosin Acida)

Fe + H2O + CO2 ------------------------FeCO3 + H2(Corrosin Dulce)

4 Fe + 3O2 -----------------------2Fe2 O3(Corrosin de Oxgeno)

D. APARIENCIA DE PRDIDA DE METAL POR CORROSIN

Los siguientes casos son muestras tpicas de fotos donde se observa la prdida de metal por corrosin. Las muestras fueron limpiadas extensivamente para ilustrar el tipo de prdida de metal. Cuando las muestras de campo van a ser a inspeccionadas, primero se debe tomar una muestra del producto de la corrosin y colocarlo en un toma muestra hermtico en caso de que un anlisis sea requerido. Una seccin de la muestra debe entonces ser cuidadosamente limpiada, si fuere necesario con un enjuague cido, a fin de poder inspeccionar la condicin de la superficie.

1.Sulfuro de Hidrgeno Picadura y Ataque GeneralCon ambos tipos de ataque, el producto de la corrosin ser negro. En el caso de ataque por picadura, el producto estar fuertemente adherido. En apariencia puede variar de superficie suave y brillosa a spera, negro opaco, o nodular. Con el ataque de tipo general, el producto de la corrosin es usualmente delgado, relativamente suave y negro opaco.

2. Dixido de Carbono Ataque por Picadura

El producto de la corrosin puede variar de marrn obscuro a negro. Generalmente se adhiere en forma floja. Inicialmente las picaduras son pequeas como las que se muestran en la parte central izquierda de la figura, los lados son verticales y el fondo redondeado. Originalmente el ataque se denomin corrosin en forma de gusano anillado, debido a su apariencia de anillos en la parte superior de la tubera. Frecuentemente tambin aparecen en lneas extendidas de picaduras como se muestra en la ilustracin. Con frecuencia, el balance de la superficie de metal o est libre de corrosin o ligeramente atacada.

3. Salinidad con Alto Contenido de Cloruro - pH 6.0 - 7.0

En agua producida, con pocas trazas de gases cidos o ninguno, el pH llegar a 7.0. Esto con frecuencia resulta en un ataque con leves picaduras redondas en el fondo, la forma redondeada del fondo decrece de manera marcada al elevar el efecto de la tensin. Usualmente, la tasa de prdida del metal es baja.

4. Acidos - 15% HCl y Acidos GastadosCon cido fresco, no inhibido, el ataque es severo y rpido. La superficie est profundamente agrietada con punzadas parecidas a agujas afiladas. Con cido gastado, el ataque, aunque rpido, es de tipo menos daino en la superficie.

5. Bacterias Sulfato - Reductoras

El rea atacada est cubierta con un revestimiento de producto corrosivo negro e impenetrable. En la fase inicial de la infestacin, la superficie de acero tiene una superficie moteada como la abajo ilustrada. A medida que el ataque progresa, puede desarrollarse un tipo de dao por picadura ms convencional, como se muestra en la ilustracin superior. Sin embargo, el borde exterior del dao de la picadura, todava exhibe una apariencia moteada, estableciendo que la causa inicial fue el desarrollo de bacteria.

6. Corrosin / Erosin Efecto de Alta VelocidadCon fluidos de alta velocidad, el tipo de corrosin puede ser disfrazado por la erosin. El producto de la corrosin formado se gasta continuamente, generando una superficie suave. Esto presenta continuamente un metal limpio con una tasa alta de prdida de metal.

E. Corrosividad vs. pH del Agua

Al mojarse los equipos de campo con agua, siendo esto el principal requerimiento para corrosin, su acidez - pH, es una medida realmente hecha para determinar el significado del ataque. Para slidos libres de agua a velocidades de 3 pie / segundo o menor, las siguientes Reglas Prcticas son aplicables:

pH 7.0 o Mayor -Corrosin Significativa Improbable

pH 7.0 a 6.5 - Corrosin Menor posible

pH 6.5 a 6.0 -Corrosin Moderada con Posible Picadura

pH 6.0 o Menor-Corrosin Significativa con Probable PicaduraLa figura abajo mostrada indica el efecto del incremento de la velocidad en la tasa de corrosin. Desde aproximadamente 3 a 7 pie / segundos, el agua est en un rango de transicin entre laminar y flujo turbulento total y la relativa tasa de corrosin estara entre el Agua Estancada y la condicin Corrosin / Erosin. La curva superior ser la condicin limitante hasta velocidades en las cuales la erosin del metal comenzar.

F. Corrosin vs. Sulfuro de Hidrgeno y Dixido de Carbono

El Sulfuro de Hidrgeno y el Dixido de Carbono son los nicos componentes cidos contenidos en cualquier cantidad significativa en los yacimientos de petrleo y gas. Las cantidades normalmente varan desde trazas diminutas hasta 5%. La corrosividad (pH) del agua producida es una funcin de las cantidades de estos dos gases en solucin. Sin embargo, la tasa de prdida del metal, tipo y ubicacin son controlados por otros factores tales como, temperatura, presin, susceptibilidad del metal e inicio de las condiciones de picadura como se anot en el punto B.

Los ejemplos detallados a continuacin son de pruebas de laboratorio realizadas a bajas presiones y a temperatura ambiente. Como tal, los valores especficos no tienen relacin con las condiciones de operacin de los campos. Sin embargo, la tasa de cambio mostrada puede ser considerada como aproximaciones razonables de cambio de la tasa de corrosin que puede anticiparse para cambios similares en las variables de operacin.

1. Corrosividad del Sulfuro de Hidrgeno

Al considerar el grfico de abajo, la mayora de las corrosiones cidas tendrn menos de 2000 ppm de H2S y estarn en el rango de pH (5.0 - 6.5). Asumiendo un promedio de 6.25 de pH, un incremento desde una traza de H2S a 2000 ppm incrementara la tasa de corrosin por un factor de 4. La curva indica que para un contenido de H2S sobre 100 ppm, la corrosin sera significativa. Probablemente sera un ataque de picadura.

2. Corrosividad del Dixido de Carbono

Con la cantidad de Dixido de Carbono en solucin, como funcin de la presin y la temperatura en el sistema, la medida de pH en una muestra de agua es engaosa y no debe ser considerada. Cuando algo ms que trazas de CO2 estn presentes, el pH del agua, sea en pozos o oleoductos, ser marcadamente ms bajo que las mediciones an en muestras de agua fresca. La figura ilustra la tasa de incremento de corrosin que ocurre al incrementar el contenido de CO2 en el agua y tambin cmo el oxgeno que entra en el agua, por contacto con el aire, luego incrementa la tasa de prdida de metal. La curva de 10 ppm de O2 es para la mxima solubilidad que pueda esperarse en las operaciones de rutina de los campos.

G. Tasa de Corrosin vs. Velocidad y Temperatura

La siguiente figura ilustra el efecto tanto del incremento de velocidad como de la temperatura en las tasas de prdida de metal. Las pruebas en agua de mar en un sistema cerrado seran para un pH en un rango de 7.0 a 8.0, sin presencia de oxgeno. El tipo de ataque para tasas de flujo menores a 3 pie / segundo seran similares a las ilustradas en el captulo IV C. La tasa de incremento de temperatura sera del mismo orden de magnitud para todas las condiciones corrosivas. Sin embargo, el efecto de la velocidad sera incrementado marcadamente para llegar a condiciones ms corrosivas debido al fenmeno de corrosin / erosin. A continuacin, se muestra en la grafica el efecto de la velocidad con respecto a la tasa de corrosin.

H.Tasa de Aceleracin del Desarrollo de la Picadura

La causa principal de todas las fallas de corrosin en las operaciones petroleras es el tipo de ataque por picadura. En las operaciones donde el equipo est bajo permanentes o repetidos estiramientos, debido a presin o accin mecnica, la picadura puede ser la causa principal de una falla prematura. Las picaduras bajo estas condiciones desarrollan el efecto por incremento de tensiones, que reducen marcadamente la falla por tensin de un elemento tericamente calculada. Este tipo de falla por incremento de tensin es ampliamente reconocida y donde puede ocurrir, se hace todo esfuerzo para minimizar la corrosin.

Sin embargo, es frecuente el pasar por alto en equipos no sometidos a tensin, el que las picaduras tambin pueda causar fallas prematuras en los equipos. Esto refleja una falta de entendimiento de la tasa de incremento de la penetracin de la picadura en el acero a medida que progresa la corrosin. Como se nota en la Seccin D, APARIENCIA DE LA PRDIDA DE METAL POR CORROSIN, H2S, CO2 y Sulfato Reductores, los principales agentes corrosivos en campos petroleros, generalmente desarrollan un tipo de ataque por picadura. Como se ilustra a continuacin, a medida que la picadura profundiza, la tasa de iones ferrosos que ingresan al agua se mantiene constante. Sin embargo, el rea de superficie de un nodo que suministra iones ferrosos continuamente disminuye. Esto incrementa la tasa de penetracin de la picadura y puede resultar en una falla rpida y prematura del equipo. Esto puede ocurrir an cuando la tasa de corrosin total del sistema se mantenga baja.

Tasa Creciente de Penetracin con Desarrollo de la Picadura

Area andica grande, tasa de prdida de metal y lenta penetracin de la picadura.

Decrece el rea andica, se extiende el rea catdica hacia la parte inferior de la picadura. Incrementa la tasa de penetracin.

Area andica confinada a la parte inferior de la picadura. Ataque en la tasa de prdida de metal y penetracin en las paredes.

NOTA: El producto de la corrosin que normalmente cubre o rellena las

picaduras no se muestran en estas ilustraciones.

I. SENSIBILIDAD AL HIDRGENO

La sensibilidad espontnea, ampliamente difundida, fue encontrada primeramente en la produccin industrial a finales de los aos 30. Esto fue, generalmente asociado con aceros de tensin alta que producen petrleo y gas cidos (H2S). Inicialmente, estos no fueron identificados como Sensibles al Hidrgeno, por lo que una variedad de nombres fueron utilizados para identificar las fallas tales como: rompimiento por tensin de sulfuro, rompimiento por corrosin de sulfuro, rompimiento por sulfuro y rompimiento por tensin corrosin de sulfuro. Mientras que este tipo de falla, se la conoce ahora como una forma de sensibilidad al hidrgeno, una diversidad de nombres todava se usan en el campo de forma general.

Hay varias hiptesis para la sensibilidad al hidrgeno y todas concuerdan que el fenmeno se inicia por difusin de hidrgeno dentro del acero. Mientras que el hidrgeno puede provenir de un nmero de fuentes, en fallas de campos petroleros, normalmente se asocian con metales humedecidos con agua ferrosa. Mientras que la reaccin electroqumica es tambin la causa de prdida de metal por corrosin, donde el acero es susceptible a la sensibilidad al hidrgeno y bajo suficiente tensin, las fallas son relativamente rpidas y antes de que se d una prdida significativa de metal. La investigacin y las pruebas de campo han establecido especificaciones rigurosas para prevenir la corrosin por sensibilidad al hidrgeno. Los detalles del fenmeno van ms all del alcance de esta publicacin. A continuacin hay una lista de factores que controlan la sensibilidad al hidrgeno y en el Captulo VI se listan los grados API de las cabillas de bombeo mecnico y tuberas de completacin y su susceptibilidad a este tipo de falla.

J. FACTORES QUE CONTROLAN LA SENSIBILIDAD AL HIDRGENO

1. Esfuerzo de Fluencia - Aceros con esfuerzo de fluencia de 90.000 psi o menos, generalmente no son susceptibles a la sensibilidad al hidrgeno.

2. Dureza - La dureza mxima debe ser de Rc -22 o menos.

3. Nivel de Tensin - Con aceros susceptibles a fallar, hay un nivel de tensin por debajo del cual, las fallas no ocurrirn. Esto es una funcin del esfuerzo de fluencia del acero y decrece a medida que se incrementa el rendimiento.

4. Tensiones Internas - Aceros susceptibles a tensiones pueden fallar debido a tensiones internas causadas por soldadura, trabajo en fro, dobleces o daos de superficie por efecto de herramientas o manejo.

5. Concentracin de hidrgeno - El tiempo para fallas es una funcin de la concentracin de hidrgeno. Sin embargo, con aceros susceptibles, las fallas ocurrirn inevitablemente si hay presencia de hidrgeno y se excede el lmite de tensin.

6. Temperatura - La investigacin y experiencia de campo indican que las fallas no ocurrirn sobre 150F.

K. AMPOLLA DE HIDRGENO

Mientras que los aceros blandos de baja resistencia, no son susceptibles a la sensibilidad por hidrgeno, ocasionalmente, se puede crear una formacin de ampollas de hidrgeno. Normalmente el hidrgeno atmico que ingresa al acero a lo largo de los lmites de granulacin, se difunde a travs del metal. Ocasionalmente, una inclusin u otra anomala de la estructura granular detendr la difusin del hidrgeno con la combinacin de tomos para formar molculas de hidrgeno ms grandes. Esto causar el rompimiento interno que en conjunto con la continua formacin de molculas desarrollar la ampolla. Generalmente, esto ocurre en equipos de baja presin y pocas fallas han sido reportadas por esta causa. Cuando las condiciones se han desarrollado, el equipo debe ser reemplazado donde se notan ya las ampollas.

L. CORROSIN GALVNICA

Una fuente de fallas generalmente descuidada en los equipos de campo, donde el agua est involucrada, es la asociada con acoplamiento de metales diferentes. Las fallas por ataque galvnico son usualmente asociadas con tuberas pequeas y dispositivos de control y las cuales no se consideran de serias consecuencias. Sin embargo, esta corrosin se puede evitar fcilmente. La siguiente tabla lista las Series Galvnicas para los metales normalmente usados en equipos de campos petroleros. Se deben hacer todos los esfuerzos para seleccionar metales de relacin prxima en estas series. Donde los metales estn bastante separados, es vital hacer un arreglo de aislamiento galvnico para que los metales puedan ser utilizados.

CELDAS GALVNICAS EN OPERACIONES DE CAMPO

Magnesio y Aleaciones

Zinc o Metales Galvanizados

Aluminio (aleaciones suaves)

Cadmio o Revestimiento de Cadmio

Aluminio (aleaciones duras)

Acero, hierro colado, hierro forjado

Soldadura (50% plomo, 50% estao)

Acero inoxidable (Series AISI 300 activa)

Plomo

Estao

Bronce Naval, Bronce Magnesio, Latn

Bronce Almirante, Bronce Aluminio, Bronce Rojo

Cobre, Bronce Silicona

Inconel, Monel, Acero Inoxidable (Series AISI 300 pasiva)

CAPITULO II

CORROSIN EN POZOS PETROLEROS Y SU PREVENCINGENERAL

Con un equipo bien diseado de taladrado de pozos, durante los perodos de limpieza o de baja produccin de agua, y con un promedio de velocidad del fluido de 3 pie / segundo o menos, las superficies de la lnea de fluido estarn humedecidas con petrleo y no se producir una corrosin significativa. Con velocidades menores a 3 pie / segundo, los trechos de agua pueden crearse en las partes ms bajas del pozo. La situacin de humedecimiento puede ocurrir en revestidores, tuberas de completacin y equipos de bombeo lo cual puede ocasionar corrosin. Sin el desarrollo de trechos de agua, los equipos normalmente se mantendrn humedecidos de petrleo hasta cortes de agua alrededor de 25%. Entre cortes de agua de 25% y 45%, el equipo se mojar sea con petrleo o agua, dependiendo de las caractersticas del petrleo crudo. Generalmente a medida que la gravedad API del petrleo decrece, el nivel de corte al cual el equipo inicia el mojado se incrementa. A un corte de agua de 45% o menor, el equipo siempre estar humedecido por agua. En yacimientos con empuje por gas en solucin y con bancos de agua estables, los pozos no experimentarn una corrosin significativa durante la fase primaria de explotacin. (Con excepcin de corrosin por trechos de agua). En yacimientos con empuje hidrulico, los bancos mviles de agua o en proyectos de inyeccin de agua, la tasa de inyectividad de agua en el yacimiento y las caractersticas del petrleo, determinarn cuando la corrosin se iniciar. En muchos campos petroleros donde los pozos estn esencialmente libres de corrosin durante la fase de produccin primaria, puede desarrollarse una corrosin seria durante las operaciones de recuperacin secundaria. La deteccin temprana de la corrosin y el inicio de aplicacin de programas de control de corrosin son esenciales para controlar los costos de reemplazo de equipos en los pozos. Cuando la inhibicin de corrosin se difiere hasta que empiezan las fallas de equipos, la corrosin ser probablemente grave en muchos pozos. Esto puede resultar en un esparcimiento de fallas prematuras de los equipos, requiriendo reemplazo, antes de que el programa de control de corrosin pueda proteger al equipo oportunamente.

La siguiente informacin y las Reglas Prcticas pueden utilizarse para evaluar la corrosin en las operaciones de pozos petroleros. Se detallan varios tipos de programas de inhibicin de corrosin, junto con otra informacin pertinente.

A. CORTE DE AGUA VS. HUMEDAD POR AGUA DE EQUIPOS DE POZOS

CORTE DE AGUA

PELCULA DE HUMEDAD EN EL EQUIPO

0 - 25%

Petrleo (Posibles lechos de Agua)

25 - 45%

Puede ser Petrleo o Agua

45% o Mayor

Agua

B.CAUSAS TPICAS DE FRACTURA EN CUERPO DE CABILLAS DE BOMBEO MECANICO

Con la excepcin de defectos de mecanizado o metalrgicos, prcticamente todas las fracturas en el cuerpo de las cabillas de bombeo mecnico sern causados por las condiciones ilustradas. El dao por doblez normalmente ser al comienzo de la conexin macho con rompimiento en un leve ngulo de la cabilla de bombeo mecnico. Lmite de Endurecimiento. Ver Seccin C.

C. LMITE DE ENDURECIMIENTO DE CABILLAS DE BOMBEO MECANICO

Un factor frecuentemente desatendido en el anlisis de fallas de cabillas de bombeo mecnico, es la posibilidad de haber excedido el Lmite de Endurecimiento. Cuando una cabilla de bombeo mecnico tiene una apariencia con mltiples rajaduras, como en la Seccin B, ha ocurrido una falla por exceso en el lmite de endurecimiento. Todos los elementos de acero que sobrellevan repetido trastrocamiento por tensin, eventualmente fallan al exceder el Lmite de Endurecimiento. Las curvas ilustran el Lmite de Endurecimiento para un acero inmerso en aire y en agua. Los especimenes de Acero para estas pruebas tienen una superficie lisa, sin ningn incremento de tensin aparente. Cuando estn inmersas en agua, la reaccin electroqumica desarrollar mnimas picaduras que sirven como incrementadores de tensin para reducir el Lmite de Endurecimiento.

El diseo de cabillas de bombeo mecnico est basado en la condicin de agua con un rango de tensin reversa ms all del punto de inflexin de la curva. Con este rango de tensin y un buen programa de control de corrosin, al menos 100.000.000 ciclos deben ser posibles antes de alcanzar el Lmite de Endurecimiento. Cuando los pozos en yacimientos de empuje por gas en solucin estn bombeando con menos del 25% de agua, las cabillas de bombeo mecnico estarn mojados por petrleo y la curva para aire controlar el Lmite de Endurecimiento. Con esta condicin, las cabillas de bombeo mecnico durarn muchos aos. La foto es un ejemplo tpico de una falla por Lmite de Endurecimiento.

D. CAUSAS TPICAS DE ROMPIMIENTO DEL PIN EN CABILLAS DE BOMBEO MECANICO

Mientras que la corrosin como causa de falla en los pines de las cabillas de bombeo mecnico es extremadamente rara, las fallas son ms frecuentes cuando el pin y a caja no estn apropiadamente emparejados. La principal causa de esta falla es la aplicacin de un torque (par) inadecuado durante el enroscado. Esto provoca una ligera separacin en las superficies de carga del pin y la caja de las cabillas con un ligero doblez. Bajo estas condiciones, los hilos de las roscas actan como incrementadores de tensin con la consecuente falla que se dar en las roscas del pin de la cabilla. A continuacin se da una lista de varias condiciones para fallas de pines de cabillas. Las fallas en reas socavadas son inusuales excepto en cajas de cabillas de paredes delgadas. Cuando las fallas ocurren frecuentemente en los hilos de las roscas del pin de la cabilla, el Boletn API RP11BR, Seccin 4 sobre Arreglos de Cabillas de Bombeo Mecnico, da un procedimiento para asegurar el torque adecuado en la junta de las cabillas.

E. APARIENCIA TPICA DE ROTURA EN CUERPOS DE CABILLAS DE BOMBEO MECANICO

Excepto para el caso de cabillas endurecidas, el rompimiento del cuerpo, incluyendo aquellos en el comienzo del pin recubierto, invariablemente tendr la apariencia que se ilustra. El tamao de la superficie lisa refleja que hasta que el rea se reduzca en donde se alcanza el esfuerzo de fluencia, la rajadura se abre y se cierra continuamente afectando la superficie. Una vez que el esfuerzo de fluencia es alcanzado, slo unos pocos recorridos del bombeo son requeridos para que falle completamente y tome la apariencia de falla tensionada copa cnica.

F. APARIENCIA TPICA DE ROTURA EN CAJAS DE CABILLAS DE BOMBEO MECANICO

Con acoples estndar, el rea de cruce seccional metlico es grande comparada a otras secciones cruzadas de componentes en las cabillas de bombeo mecnico y las fallas por corrosin no son frecuentes.

G. DEFECTOS POR INCLUSIN DE ESCORIAS DURANTE MECANIZADOMuchos de los defectos metalrgicos requieren investigacin de laboratorio para su deteccin. Sin embargo, los defectos por inclusin de escorias, como se ilustra, pueden ser usualmente identificados con inspecciones de campo. Esto ocurre cuando una escoria superficial se ha roto, extendiendo y presionado la superficie de la cabilla en el proceso de formacin. Las inclusiones son generalmente espaciadas a intervalos aproximadamente iguales, sean en lnea recta o en volutas radiales.

H. REGLAS PRACTICAS PARA ESTIMAR LA CORROSIN

En la mayora de los campos, la tasa inicial de agua es baja y no se requiere proteccin contra la corrosin. Sin embargo, en muchos campos es obvio que la corrosin eventualmente se desarrollar y es deseable detectar e inhibirla tan pronto como sea posible. Las siguientes son Reglas Prcticas que han sido utilizadas para la deteccin temprana y comienzo de programas de tratamiento.

1. REGLA 1 - CUPN DE INFORMACIN DE CORROSIN - 30 DAS

Cupones con picaduras - Corrosin siempre seria

CUPONES - CORROSIN GENERAL

0 - 2 MPY

Corrosin Leve - No Seria

2 - 5 MPY

Corrosin Moderada - Tratar

5 y ms MPY

Corrosin Significativa - Tratar

2. REGLA 2 - FALLAS DE TENSIN EN SARTA DE CABILLAS DE BOMBEO MECANICO0 - 1/AO

Corrosin Leve - No Seria

1 - 2/AOS

Corrosin Moderada - Tratar

2 y Ms/AOS

Corrosin Significativa - Tratar

Nota: con sartas nuevas, las fallas en los primeros tres meses son probablemente defectos de mecanizados y no deben ser consideradas.

3. REGLA 3 - MEDICIONES DE pH - MUESTRAS FRESCAS

7.0 y Ms

No Corrosin, Posible Incrustacin

6.5 - 7.0

Corrosin Leve

6.0 - 6.5

Corrosin Moderada - Tratar

6.0 y Menor

Corrosin Significativa - Tratar

3. REGLA 4 - CORTES DE AGUA y pH

CORTES DE AGUAACERO MOJADOPH 0 -7PH 7-14CORROSIN

0 - 25%No----No

25% - 45%PosibleX--Incierto

25% - 45%Posible--XDudoso

45% - MsSiX--Si

45% - Ms*Si--XPosible

* Posibilidad de formacin de Incrustacin

I. PROGRAMA DE CAMPO PARA DETECTAR CORROSIN

En campos donde la corrosin es anticipada, se iniciar cuando el equipo primeramente se moja con agua en un rango de 25% - 45%. Con el uso de un programa de monitoreo clave bien establecido, utilizando pH y datos de cupones de corrosin, el nivel crtico de corte de agua se puede estimar aproximadamente. Dependiendo del tamao del campo seleccionado como pozos patrones (3-10) aquellos con los mayores porcentajes de corte de agua. Estos sern generalmente aquellos con la mayor tasa de produccin. Con mediciones mensuales de pH, tasas de cupn y cortes de agua, siga el procedimiento del diagrama para determinar, cundo deben iniciarse los programas de inhibicin de los pozos.

CORTES DE AGUA

25% o MS

POSIBLE CORROSIN

1. La corrosin ocurre ocasionalmente sobre un pH de 7.0, donde la experiencia de campo indica la posibilidad de corrosin.

2. Cuando el equipo se humedece con agua, ocurrir la corrosin. Mantenga un programa de monitoreo planificado.

3. Revise los sistemas por ingreso de aire. Si se encuentran ingresos de aire, elimnelos y pruebe de nuevo.

J. DECISIONES EN EL DISEO DE UN PROGRAMA DE INHIBIDORES

Una vez que se ha detectado el inicio de una significativa corrosin, el objetivo es controlar el ataque lo ms pronto, con un programa de inhibicin de costo efectivo. Inicialmente, muchos programas no son efectivos debido a fallas para reconocer cmo funciona el revestimiento inhibidor y las caractersticas de solubilidad requeridas en los fluidos producidos por el pozo. Otro factor descuidado en campos petroleros ms viejos es la necesidad de un tratamiento especial para establecer rpidamente un revestimiento inicial de inhibidor. Tratamientos ocasionalmente efectivos tambin son desacreditados por fallas en reconocer que el equipo se oxid antes de iniciar el programa y que continuar fallando. Las fallas que ocurren en los primeros 3 meses y luego de iniciado un programa, no deben tomarse en cuenta. Estas fallas generalmente reflejan que los equipos estn corrodos o, en equipos nuevos, defectos dainos de mecanizado, no rechazados en las inspecciones.

1. Necesita el pozo una limpieza? (Nota 1)

2. Qu procedimiento de tratamiento debe usarse? (Nota 2)

3. Qu inhibidor debe usarse? (Nota 2)

4. En tratamientos por cargas e inyeccin forzada, qu frecuencia se necesita? (Nota 3)

5. En tratamientos de lotes e inyeccin forzada, qu volumen se requiere? (Nota 3)

6. En inyeccin continua, qu tasa se requiere?

7. Qu procedimiento de monitoreo es deseable o requerido? (Nota 4)

NOTA 1:El metal debe estar razonablemente limpio para un revestimiento efectivo.

NOTA 2:Las preguntas 2 y 3 son intercambiables y el tratamiento generalmente dictar el tipo de inhibidor o vice versa.

NOTA 3:Los tratamientos de inyeccin forzada pueden causar daos en la formacin y si es posible utilizar otro mtodo de tratamiento no se recomienda.

NOTA 4:El monitoreo debe dar resultados significativos y no requiere de tiempos extensos en el campo o en el laboratorio.

K.PROCEDIMIENTOS DE TRATAMIENTO PARA POZOS PETROLEROS POR BOMBEO MECANICO

Los siguientes mtodos de tratamiento son nicamente para pozos petroleros con bombeo mecnico. Cuando los pozos estn fluyendo, por levantamiento de gas o por bombeo electro sumergible, se requerirn otros mtodos de tratamiento.

Nota 1:Si el operador desea desasentar la bomba, se puede usar un procedimiento de tratamiento por debajo de la tubera de completacin. Adems,si la relacin de agua - petrleo no es excesiva, puede ser posible usar inhibidores pesados o encapsulados.

Nota 2:La inyeccin continua es posible con un tipo de tubera (tubing) capilar continua. La inyeccin con vlvulas de fondo tambin es una opcin, pero la experiencia de campo con esta aplicacin ha sido pobre debido a su taponamiento.

Nota 3:Los tratamientos de inyeccin forzada deben ser recomendado slo como un ltimo recurso.

L.PROCEDIMIENTOS INICIALES DE RECUBRIMIENTO

Cuando se est bajando una nueva sarta de cabillas o tubera de completacin sera deseable dejar un recubrimiento con inhibidor lo ms pronto posible. Esto proteger la tubera hasta que el programa de tratamiento normal d recubrimiento al equipo.

1. Corrida de Tubera de Completacin y/o Cabillas en Pozos

El objetivo de colocar una carga de inhibidor en la parte superior de los fluidos del pozo sera a fin de recubrir las cabillas y/o la tubera de completacin a medida que se est bajando.

a)Bajando tubera de completacin y/o cabillas de bombeo mecnico.

Bombear en el revestidor: 2 galones de inhibidor/1000 de tubera

b) Bajando cabillas de bombeo mecnico

Bombear a la tubera: 1 galn de inhibidor/1000 de tubera

2. Tratamiento de Inyeccin por Lote o Continua

(no requeridos cuando la Seccin 1 ha sido utilizada)

El objetivo es lograr un revestimiento rpido en el interior de la tubera y las cabillas para proveerles proteccin hasta que se pueda poner en circulacin la carga por lote o la inyeccin continua de inhibidor.

a) Los pozos que pueden circularse.

Bombear al revestidor: 2 galones de inhibidor/1000 de tubera

Circular una o dos veces.

Dejar el inhibidor en el revestidor.

b) Pozos que no pueden ser circulados.

Bombear al revestidor 2 galones de inhibidor pesado/1000 de tubera

3. Tratamientos de Inyeccin Forzada

a) Tratamiento a lo largo de la tubera.

Aplicar Seccin 1, b) para tratar cabillas.

b) Tratamiento a lo largo del anular.

Aplicar Artculo 2, a) o b) a una tasa de 1 galn de inhibidor por

1000 de tubera

M. PROCEDIMIENTO PARA TRATAMIENTO POR CARGA PERIODICA

La teora del tratamiento por carga peridica radica en que una vez que los equipos del pozo han sido revestidos, el inhibidor colocado en el revestidor alimentar la tubera y mantendr un recubrimiento permanente en las cabillas de bombeo y en la tubera de completacin. Los tres requerimientos para alcanzar un programa efectivo son:

A) Volumen Adecuado de Inhibidor;

B) Frecuencia adecuada del Tratamiento,

C) Asegurar el Ingreso del Inhibidor en la Tubera.

A continuacin, una revisin de cada requerimiento.

1) Volumen Adecuado de Inhibidor

Tasas de Tratamiento

25 ppm para corrosin suave en campos

35 ppm recomendacin estndar para basamentos permeables

50 ppm para corrosin severa en campos

ppm =Galones de Inhibidor

1.000.000 Galones de Produccin

2) Galones de Inhibidor Requeridos Semanalmente

(BPD + BAD) x 7 das x 42 gals./bbl x Tasa de Tratamiento PPM

1.000.000

Ejemplo: (30 BPD + 160 BAD)

@ 25 ppm = 190 x 7 x 42 x ___25= 1.3 galones / semana

1.000.000

@ 35 ppm = 190 x 7 x 42 x ____35_____= 1.8 galones / semana

1.000.000

@ 50 ppm = 190 x 7 x 42 x ____50_ = 2.6 galones / semana

1.000.000

3) Frecuencia Adecuada de Tratamiento

El perodo de tratamientos puede depender en gran medida de la corrosividad, relacin agua - petrleo, tamao de la tubera y ngulo de desviacin del pozo. A menos que la experiencia de campo haya establecido un perodo de tratamiento requerido, se recomienda la siguiente propuesta como un programa inicial.

Tasa de Produccin

Perodo de Tratamiento

Hasta 150 BFPD

Cada dos semanas

150 a 300 BFPD

Semanalmente

300 a 800 BFPD

Dos veces por semana

BFPD = (Barriles de Petrleo + Barriles de Agua) por Da

4) Procedimiento para asegurarse de que el Inhibidor entre en la Tubera

Pozos de Bajo Nivel de Fluido (1000 o menos)

a) Bombear un barril de agua producida por el anular.

b) Bombear el volumen de inhibidor requerido.

c) Bombear a 1 barril de agua producida por 1000 de profundidad.

Pozos de Alto Nivel de Fluido (1000 o ms)

a) Bombear el volumen requerido de inhibidor.

b) Circular el pozo por lo menos una vez hasta que el inhibidor retorne por el anular.

c) Si los pozos no pueden ser circulados, bombear un barril de agua producida por 1000 de profundidad. Profundidad medida hasta la entrada a la bomba.

N. PROCEDIMIENTO POR CARGA PERIODICA CON INHIBIDOR DISPERSO

La teora descrita en la Seccin M y los requerimientos de volmenes y frecuencia de 1), 2), y 3) se mantienen iguales. La combinacin de inhibidor disperso en forma semi-estable con el agua de inyeccin asegura que el inhibidor se mantendr disperso en el fluido vehicular, mientras que el tratamiento se estara desplazando hacia el fondo del pozo por las paredes de la tubera. Sin embargo, es esencial que el dispersante rompa para el momento que haya alcanzado el fondo de la tubera. Pruebe lo siguiente:

1. Combine inhibidor en una relacin 1:1 con agua utilizada en inyeccin.

(Use botellas de muestras de 6 oz.)

2. Mezcle a mano 50 veces; se debe formar una dispersin uniforme.

3. La dispersin debe romper lentamente con una completa separacin en 4 horas.

O. PROCEDIMIENTO DE INYECCIN CONTINUA

La teora de inyeccin continua consiste en que el inhibidor inyectado en el anular caer a travs del petrleo depositado en la seccin anular e ingresar continuamente en la tubera de completacin, manteniendo as un revestimiento en el equipo. Sin embargo, siempre es deseable tener una corriente de bombeo paralelo de lavado junto con la inyeccin continua. Tambin es preferible inyectar un inhibidor en la tubera de lavado es preferible.

La tasa bsica de inyeccin diaria en petrleo y agua por da.

1) Corrosin tpica de campo

= 25 ppm

2) Corrosin de arenas permeables= 35 ppm

3) Corrosin severa de campo

= 50 ppm

P.PROCEDIMIENTO DE TRATAMIENTO POR INYECCIN FORZADAEste es el procedimiento menos recomendable y debe ser utilizado slo como ltimo recurso. En formaciones de arena de baja permeabilidad, las tasas de produccin iniciales, son a menudo reducidas y hay situaciones de daos permanentes a la formacin. En arenas no consolidadas, la produccin con pozos empacados con grava, la inyeccin forzada destruye el empaque con grava. Los tratamientos no son efectivos en porosidad ordinaria y tienen un desempeo pobre registrado en formaciones fracturadas. A continuacin se da un mtodo para estimar los tratamientos de inyeccin forzada.

Q=Inhibidor en galones a una tasa de 25 ppm

T=Tiempo de Inyeccin Forzada en Das

F=Produccin Total de Fluido en BFPD

G=Produccin de Gas en MMPC/D

Q. MONITOREO DE LA CORROSIN DE POZOS PETROLEROS

La mejor manera de determinar la efectividad de un programa de control de corrosin se da a travs de la medicin de la tasa de fallas de corrosin por tensin en las cabillas de bombeo mecnico. Un diseo apropiado de una sarta de cabillas de succin debe operar por lo menos 100.000.000 de ciclos antes que las fallas por Lmite de Resistencia se inicie. Las fallas que se dan antes de alcanzar este nmero de carreras son debido invariablemente al desarrollo de incrementadores de tensin. Las causas principales son defectos de maquinado y por manejo, doblez de cabillas, picaduras por corrosin o composicin defectuosa. Con una cuidadosa inspeccin, aquellas causas de fallas debido a picaduras por corrosin pueden ser aisladas en seguida.

1. Anlisis de Falla de Sartas de CabillasEn pozos con inhibidores, con cabillas nuevas, donde las fallas de las cabillas debido especficamente a corrosin por tensin han sido aisladas; la efectividad de un programa de control de corrosin puede juzgarse como sigue:

PRIMER AO

SEGUNDO AO

Control de FallasFallasFallasFallas

Corrosin 1 Pozo+ 5 Pozos1 Pozo+ 5 Pozos

Muy Efectiva 00.5 - 1 prom11 - 2 prom

Parcialmente Ef. 1 1 - 2 prom

2 2 - 3 prom

No Efectivo 3 43 - 4 prom

Incrementa tasas de fallas

Se reemplaz resorte.

Nota: Las cabillas nuevas tpicamente contienen entre 3% a 8% con defectos potenciales de daos. Generalmente las fallas de cabillas que ocurran durante los primeros 60 das son causados a defectos de maquinado o mal manejo.

2. Informacin del Cupn de Corrosin

a) Instalacin y Requerimientos de Prueba.

Los cupones deben estar colocados donde se humedezcan con el agua tpica producida.

La velocidad no debe ser mayor a 5 pie / segundo.

Perodo mnimo de exposicin= 15 das

Perodo deseable de exposicin= 30 das o ms

Acero preferido = 10/20 pulido con chorro de arena, enrollado con calor.

b) Significado de los Resultados

Control de Corrosin

30 Das mpy

Muy efectivo

0 - 2

Parcialmente efectivo

2-5 para ser considerado efectivo los

cupones no deben tener picaduras

No efectivo

5 y ms

3) Informacin de Conteo de Hierro

a) Significado de resultados con cortes de agua menores del 25%

Control de Corrosin

Conteo de Hierro

Muy efectivo

0 a 50

Parcialmente efectivo

50 a 150

No efectivo

150 y ms

b) Significado de los resultados con cortes de agua sobre el 25%

El conteo de hierro debe ser interpretado en base al nomograma adjunto. Cualquier prdida de hierro sobre 5 lbs/da deber ser considerada significativa.

Nota: El uso de conteo de hierro en la produccin petrolera requiere un muestreo y anlisis cuidadoso, particularmente con produccin cida.

R. NOMOGRAMA DE PRDIDA DE HIERRO

Con el Nomograma de Perdida de Hierro, se asume que todos los Iones Ferrosos disueltos del metal se mantienen en solucin y reflejarn el peso total del hierro removido de los equipos del pozo. Entendindose que no hay contenido de hierro en las aguas de formacin y las incrustaciones de productos de la corrosin no son significativas, la carta puede ser considerada como una aproximacin razonable. Adems, cuando la tabla es usada como una medida de referencia peridica para estimar la efectividad del recubrimiento dado por el inhibidor, pasa a ser una buena herramienta de monitoreo. Sin embargo, esta medida solo indica el total de hierro removido y no puede ser relacionado con el ataque por picadura. Su sola lectura puede ser equivoca y se recomienda duplicar o triplicar muestras y revisar los resultados de una serie de pruebas peridicas para establecer una base significativa de lecturas.

NOMOGRAMA DE PRDIDA DE HIERRO

CAPITULO III

CORROSIN EN POZOS DE GAS/ CONDENSADO Y PREVENCIN

GENERAL

La corriente de flujo de gas, condensado y agua de los yacimientos a travs de la tubera hacia el equipo de separacin de superficie, es un proceso de permanente cambio en la corriente. La presin, temperatura, proporciones de gas, condensado, agua y velocidad, cambian continuamente. Ms an, la composicin del agua cambia a medida que el agua de formacin que est diluida en el gas se convierte en agua condensada separada del gas, por la reduccin de temperatura, a medida que emerge por la tubera de completacin. Todos estos factores pueden afectar el tipo y ubicacin de la corrosin y deben considerarse en un programa de control de corrosin.

Como se seal anteriormente, la causa bsica de prdida de metal es debido a la reaccin electroqumica. Con por lo menos trazas de agua de formacin siempre presentes en el gas, otro factor de corrosin que frecuentemente se descuida son los patrones de flujo para las variaciones de las dos fases de flujo con cambios de velocidad. La velocidad controla el resbalamiento y la retencin de lquidos en la corriente de gas y el grado de turbulencia, todo lo cual afecta la corrosividad. A continuacin se revisa el efecto de estos factores y procedimientos de inhibicin de corrosin para la produccin de gas / condensado.

A. VELOCIDADES TEORICAS LIMITES PARA TUBERAS DE COMPLETACION

El siguiente cuadro es para corrientes en pozos que tienen cantidades menores de agua de formacin y agua condensada, liberados del gas saturado por reduccin de temperatura, con un total de agua que no exceda de 5 Bbls/MMPC. A las velocidades indicadas, todos los productos de corrosin se dispersarn y el ataque ser general. Para fallas por condiciones corrosivas debidas a prdida de metal, stas eventualmente ocurrirn, an con inhibicin, debido al fenmeno de corrosin / erosin.

La efectividad de programas de inhibicin en pozos de gas de alta velocidad, est limitada por la accin erosiva de la corriente de flujo. Los programas de inyeccin continua, a travs de tubera capilar o una sarta macaroni son los ms efectivos. Los tratamientos por cargas peridicas frecuentemente aplicados con tensin superficial alta, y con inhibidores que forman gruesas capas de revestimiento, pueden ser parcialmente efectivos.

Velocidades Lmites

CONDICIN DE LA

Presin de la Tubera

CORRIENTE DEL POZO

1.000 PSI5.000 PSI

Hmedo - no corrosivo

85 pps

75 pps

Hmedo - corrosivo

50 pps

40 pps

Hmedo - corrosivo y abrasivo

30 pps

25 pps

Nota: pps, pie / segundo. Ver Artculo C para efecto de temperatura y densidad del gas.

B. CLCULO DE VELOCIDAD APROXIMADA EN TUBERIAS

Con un slo tamao de sarta de tubera de completacin, la velocidad mxima estar en el tope de la sarta y los clculos para las condiciones del cabezal del pozo indicarn la velocidad mxima. Sin embargo, con tuberas recubiertas la velocidad mxima puede darse en la profundidad del pozo. Si las condiciones de presin en el fondo del pozo se desconocen, la curva puede ser utilizada para una aproximacin de las presiones en la profundidad. A continuacin se dan aproximaciones ajustables para evaluaciones de campo de las condiciones operativas de pozos.

Velocidad en la Tubera de Completacin en pie / segundo

Gas pps = MSCFD x R x Z = Pie cbicos/ seg.P x 3060MPCGSD = Miles de Pies Cbicos de Gas Standard por Da

R = F + 460 = Temperatura Absoluta

Z = Factor de Compresibilidad

P = Presin Operativa en psi

Nota: Ignore el valor de Z para presiones de 1.000 psi o menores. Cuando

se desconoce Z, para presiones sobre 1.000 psi, use 0.9.

Velocidad del Gas en Pies/Seg. =Pie cbico / segundo rea de Tubera en Pies Cuadrados

1. Presin Aproximada en el Fondo del Pozo de Gas

C. CORROSIVIDAD VS. VELOCIDAD LIMITE Y DENSIDAD

La velocidad lmite en pozos de gas / condensado define la tasa de flujo del fluido bajo la cual, la prdida de metal por abrasin resultar en una falla prematura muy marcada. En pozos donde el agua no es corrosiva, toda la prdida de acero se deber a la abrasin por parte de las gotas de agua entrampadas. Cuando el agua es corrosiva, la velocidad lmite es menor debido a una rpida erosin del producto de la corrosin exponiendo el acero limpio con una alta susceptibilidad, hacia el ataque de la corrosin. Esta tasa luego se reduce cuando la corriente del flujo proveniente de formacin entrampa partculas finas y las son frecuentemente de arena dura.

La tabla da una lista de densidades aproximadas a varias temperaturas para un gas tpico con ligeras trazas de agua ( 5 bbls/MMPC). Las curvas dan mxima velocidad permisible para tres condiciones. Para la condicin corrosiva / abrasiva la velocidad lmite puede ser incrementada con un buen programa de control de corrosin. Sin embargo, el lmite corrosivo de la velocidad sera considerado mximo para mantener una pelcula de inhibidor para cualquier programa de tratamiento por cargas peridicas.

Presin

Densidades @

psi

150F

200F

250F

300F1.000

2.97

2.74

2.55

2.38

2.000

5.93

5.48

5.10

4.76

3.000

8.90

8.22

7.65

7.15

4.000

11.87

10.96

10.19

9.53

5.000

14.84

13.70

12.75

11.916.000

17.80

16.45

15.29

14.29

7.000

20.76

19.19

17.84

16.67

D. RELACIONES DE INTERFASE GAS LQUIDO EN LA TUBERA

Los volmenes relativos de gas, condensado y agua, varan desde la fase de formacin hasta la cabeza del pozo. Adems, a medida que el gas se expande por la reduccin de presin, la velocidad continuamente est incrementndose. La velocidad determinar los patrones de flujo y en combinacin con el volumen de lquidos, establece la extensin de retencin del lquido. El resbalamiento y retenciones dictaminarn si las paredes de la tubera estn mojadas a lo largo de toda su longitud y a velocidades bajas, resulta en un trecho de retencin de agua, con gas emergiendo como burbujas o pequeas bolsas presentes. A velocidades mayores, generalmente sobre 10-15 pps, toda el agua y el gas se retienen. Dentro de la corriente de gas, los lquidos estarn en forma de roco y habr un revestimiento lquido en la pared de la tubera. El espesor de la pelcula estar en funcin de la velocidad y tasa de lquidos producidos. Desde el punto de vista de la corrosin, con un permanente mojado de la tubera con agua, CO2 y/o H2S presentes en el gas y la velocidad lmite, son los temas preocupantes. A continuacin, una revisin de los patrones de flujo y factores de resbalamiento o retencin para considerar en el diseo de un programa de control de corrosin.

1. PATRONES DE FLUJO EN TUBERA DE COMPLETACION

La ilustracin de los patrones de flujo es para temperatura ambiente y presin baja. Mientras que los patrones de flujo son considerados tpicos, la velocidad a la cual se producen variar en algo con la densidad del gas. El rango de patrones de flujo para pozos de gas tpicos estn igualmente indicados. Con flujos en el rgimen de flujo tipo tapn en el fondo, los trechos de agua se podran anticipar. Como se nota, el flujo de roco en el anular se desarrolla en el rango de 40 a 50 pps, en cambio en la Seccin C, las velocidades lmites son pronosticadas. El trmino velocidad superficial se define como la velocidad de una fase en una corriente de flujo multifsico calculada como si fuera la nica fase presente.

2. RESBALAMIENTO Y RETENCIONES EN LA TUBERA

El fenmeno de resbalamiento y retenciones, que es inherente a cualquier flujo multifsico en tuberas verticales, es frecuentemente descuidado en las evaluaciones de corrosin en pozos de gas. Estos factores pueden definirse as:

Resbalamiento: Cuando las fases difieren en densidad y/o viscosidad, la fase ms liviana tiende a fluir a un promedio de velocidad in-situ ms alta.

Tasa de Fluidos Retenidos: La proporcin de la fraccin de volumen in-situ de la fase ms pesada hacia la fase ms liviana en la corriente.

Desde el punto de vista de corrosin, la presencia de agua, no su volumen, es el factor crtico. Como lo anotado en la Seccin 1 - Patrones de Flujo - el agua estar continuamente presente. A velocidades bajas, la retencin dictaminar la longitud del trecho de agua, en pozos de gas con periodos de depletacin o con presiones de formacin bajas, la acumulacin de presin puede matar el pozo. Una consideracin mayor en tratamientos de inhibicin para pozos con trechos de agua es el diseo de tratamientos que aseguren el desplazamiento del trecho y el revestimiento de la tubera cubierta por el trecho de agua. La siguiente curva ilustra las condiciones tpicas de retencin para temperaturas ambiente y baja presin. Mientras que el rango para tubera tpica esta indicado, una interpretacin literal no ser representativa de los pozos de gas.

E. PRODUCCION DE AGUA EN POZOS DE GAS / CONDENSADO

Los procesos geolgicos que resultan en la formacin de yacimientos de gas dictaminan que todo el gas producido entrampar agua. El agua ser de dos tipos. Agua de formacin despojada de las rocas del yacimiento que se mojaron y agua condensada que emerge del gas saturado de agua. La composicin del agua de formacin puede variar ampliamente dependiendo de si el agua en la base sedimentaria original era fresca o salina, pero siempre contendr slidos disueltos. El agua condensada est siempre libre de slidos. La composicin del agua producida ser una funcin de la proporcin de los dos tipos de agua. La composicin del agua puede variar enormemente a lo largo de la vida productiva del pozo dependiendo del tipo de yacimiento. La corrosividad del agua producida es una funcin de los componentes cidos (H2S y/o CO2) contenidos en la corriente de gas. A continuacin una revisin sobre la secuencia de produccin de aguas en tpicas yacimientos de gas depletados. Estos se basan en la produccin inicial desde la completacin sobre la zona de interfase gas- lquido en el yacimiento.

1. YACIMIENTOS CON EMPUJE POR EXPANSION DE GAS

Dependiendo de la profundidad, presin y temperatura del yacimiento, la produccin de agua estar en el rango de 1 a 3 bbls/MMPC a lo largo del perodo de vida del pozo. Inicialmente, el agua ser principalmente de tipo condensado con baja salinidad. A medida que el pozo se depleta, el volumen del gas que emerge decrece y la cantidad de agua en formacin que se desprende del yacimiento incrementa. En las etapas posteriores de vaciamiento, la composicin se aproximar a la de agua de formacin. A medida que la presin y el flujo de gas decrecen, se desarrollan trechos de agua, matando eventualmente al pozo.

2. YACIMIENTOS CON EMPUJE HIDRAULICODependiendo de la permeabilidad, la presin del pozo se mantendr relativamente alta y hasta que ingrese agua al pozo, la tasa y composicin ser idntica a la del yacimiento con empuje por expansin de gas. Con una penetracin del empuje hidrulico, la tasa de agua incrementar notablemente y la composicin se aproximar a la del agua de formacin. Si la invasin de agua se debe a permeabilidad estratificada, la produccin de gas podra continuar a una tasa reducida pero econmica por un perodo considerable. Cuando el intervalo productor es delgado o de relativa permeabilidad uniforme, el pozo ser invadido por agua con rapidez.

3. YACIMIENTOS CON CANALES PREFERENCIALES DE AGUAEl historial de produccin es similar a un vaciamiento del yacimiento de gas hasta que la presin decae y permite la invasin de agua desde los canales preferenciales de agua. El incremento de la tasa de agua es frecuentemente lento y puede ocasionalmente ser detenido e invertido, reduciendo la tasa de produccin de gas. La composicin del agua se aproximar a la del agua de formacin. El pozo se liberar de agua, siendo el tiempo una funcin de las caractersticas de formacin.

F. REGLAS PRACTICAS PARA ESTIMAR LA CORROSIN

Una corrosin seria en la profundidad de la excavacin y sus correspondientes fallas, fueron inicialmente detectadas en la produccin de gas domstico a fines de los aos 30 y principios de los 40. Para mediados de los 40, las fallas se haban difundido y se daban en reas de produccin de gas dulce y cido. Los estudios dirigidos de campo para determinar la causa de las fallas, tambin fueron difundidos. Muchos de stos estudios fueron por ensayo y error, basados en relacionar fallas de campo con condiciones operativas del pozo.

A continuacin se presentan diferentes Reglas Prcticas que surgieron de esta informacin emprica. Aos de experiencia han establecido que todos estos son procedimientos vlidos y siguen siendo ampliamente usados.

1. REGLA 1 - PREDICCIN DE CORROSIN - TODOS LOS POZOS

GAS CIDO

GAS DULCEH2S - 250 ppm y Ms

CO2 - 7.0 psi P.P. y Ms

PH - 6.5 y Menos

PH - 7.0 y Menos

Fe - l00 ppm y Ms

Cupones--Picaduras

Cupones--5 mpy y ms

Arena, Etc.--Cualquiera

Agua

--2 BBLS/MMPC y ms

Velocidad--25 PPS y Ms

Nota: Pozos que muestren cualquiera de los dos potencialmente corrosivo.

2. REGLA 2 - PREDICCIN DE CORROSIN - POZOS DE GAS DULCE

( Con Presin Parcial de CO2 sobre 7 psi)

Produccin ContenidoConteo de

de Agua

Cloruro

Hierro

Posibilidad de

bbls/MMPC

ppm

ppm

Corrosin Seria

2

0 - 250

50

No

2

0 - 250

50 - 150

Posible

2

0 - 250

150 y Ms

Probable

2 - 5

250 - 500

50

Posible

2 - 5

250 - 500

50 - 150

Probable

2 - 5

250 - 500

150 y ms

Si

5 y ms

500 y ms

150 y ms

Si

3. REGLA 3 - PREDICCIN DE CORROSIN POZOS DE GAS DULCE

a. Una presin parcial de CO2 sobre 30 psi generalmente indica corrosin.

b. Una presin parcial de CO2 entre 7 y 30 psi puede indicar corrosin.

c. Una presin parcial de CO2 bajo 7 psi es considerada no corrosiva.

4. REGLA 4 - PREDICCIN DE CORROSIN - INFORMACIN DEL CUPN

REGISTRO DE PERODO DE TIPO DE POSIBILIDAD

CUPN MPY EXPOSICIN ATAQUE DE CORROSIN

SERIA

0 - 5

30 min.

General

No

0 - 5

30 min.

Picadura

Si

5 10

30 min. General Posible

5 - 10

30 min.

Picadura

Si

10 y Ms

30 min.

Cualquiera

Si

G. DECISIONES REQUERIDAS PARA PROGRAMAS DE INHIBICIN

1. Qu inhibidor se debe utilizar? (Nota 1)

2. Qu procedimiento de tratamiento se debe utilizar? (Nota 1 y 3)

3. En tratamientos peridicos qu cantidad se requiere?

4. En tratamientos peridicos qu frecuencia se requiere?

5. En inyeccin continua qu tasa se requiere?

6. Qu mtodo de monitoreo se debe utilizar? (Nota 2)

Nota 1: Las preguntas 1 y 2 son intercambiables. El inhibidor usualmente dictaminar el tratamiento.

Nota 2: El monitoreo debe dar resultados significativos y no requiere tiempos extensos en campos o en laboratorio.

Nota 3: Los tratamientos por inyeccin forzada pueden causar daos en el yacimiento y no se recomiendan si existen otros mtodos de tratamiento.

H. PROCEDIMIENTOS PARA INHIBICIN DE POZOS DE GAS

Los siguientes seis procedimientos han sido utilizados con xito con el (1) mtodo por cargas peridicas (cuando aplicable) siendo el ms costo efectivo. La (2) carga con un cepillo conectado a un cable de guaya asegura un revestimiento uniforme y es particularmente ventajoso en pozos desviados. El (4) Desplazamiento de Tubera es un procedimiento excelente donde los pozos tienen un trecho de agua abundante que debe ser desplazado para un revestimiento total de la lnea de tubera. El (5) Tubera Capilar y (6) la sarta muerta, ambos son excelentes mtodos pero requieren una inversin grande en equipos para pozos. El (3) Paquete de inyeccin forzada y (7) Vlvulas Inyectoras son los menos recomendables. La inyeccin forzada puede causar daos a la formacin con un perodo de productividad decreciente y en completaciones empacados con grava, pueden estorbar o destruir el empaque. Las vlvulas inyectoras frecuentemente se taponan debido a slidos lodosos, otros slidos o incrustaciones que ingresan a los fluidos de perforacin.

1. Carga

2. Carga con Cepillo conectado a un cable de guaya

3. Carga de Inyeccin Forzada - lquido o nitrgeno

4. Desplazamiento de Tubera

5. Tubera Capilar - Carga o continua

6. Resorte de Muerte - Carga o continua

7. Vlvulas Inyectoras - Carga o continua

I. TASAS DE TRATAMIENTO PARA POZOS DE GAS / CONDENSADO

Las siguientes tasas de tratamientos por cargas se basan en experiencia de campo en pozos corrosivos tpicos donde las tasas no exceden la curva lmite (en Artculo C). Donde estas velocidades se exceden, un procedimiento de inyeccin continua proveer una inhibicin parcial.

1. CARGAS DE TRATAMIENTO POR 5.000 PIES PARA TUBERA DE 2 - 3

TASA MMPC/DA

GAL. DE INHIBIDORINTERVALO/MESES

0 - 2

25

3

2 - 5

25

2

5 - 10

25

1

10 y Ms

25

1/2

Tiempo Optimo de Bajada:1 Hora/1000 pies

Tiempo Mnimo de Bajada:1 Hora/1500 pies

Diluente cuando sea Requerido- 1:1 a 1:4 Inhibidor vs. Diluente

Pre o Post Enjuague cuando se requiera - 2 a 10 BBLS

2. TASAS DE INYECCIN CONTINUA PARA TUBERA DE 2 - 3

( Tubera Capilar, Sarta para Matar el Pozo y Vlvulas Inyectoras )

TASAS BAJAS DE GAS Y AGUA - 1/4 A 1 PINTA/MMPC.

TASAS BAJAS DE GAS Y ALTAS DE AGUA - 50 A 100 PPM. INHIBIDOR EN AGUA PRODUCIDA.

TASAS ALTAS DE GAS Y BAJAS DE AGUA - 1 PINTA A UN CUARTO/MMPC.

TASAS ALTAS DE GAS Y AGUA - 50 A 100 PPM INHIBIDOR EN AGUA PRODUCIDA O UN CUARTO/MMPC.

3. VOLUMEN DE TRATAMIENTO POR INYECCIN FORZADA

DONDE Q= INHIBIDOR EN GALONES/TASA DE 25 PPM

T= VIDA DE INYECCIN FORZADA EN DAS

P= PRODUCCIN TOTAL DE LQUIDO EN BBLS/DA

G= PRODUCCIN DE GAS EN MMPC/D.

J. CONTROL DE CORROSIN EN LOS CABEZALES Y EQUIPOS DE FONDO DE POZOS

Los tratamientos de inhibicin de corrosin estn diseados para sartas de tubera nicamente con variaciones menores de dimetro. Los cabezales de pozos, obturadores y niples de asiento, tienen ubicaciones con marcados cambios de dimetro o cambios en la direccin del flujo. Estas inconformidades crean zonas de alta turbulencia donde el revestimiento inhibidor ser rpidamente erosionado, dando paso a sitios donde ocurre la corrosin / erosin. La tasa de prdida de metal bajo estas condiciones puede ser severa dando como resultado fallas prematuras.

La velocidad que crea un nivel de turbulencia para el fenmeno de corrosin / erosin es incierto, siendo una funcin de la configuracin de la discontinuidad. Las fallas de campo indican que generalmente se har presente en un rango de 15 - 20 pps. Cuando la velocidad en la cima de la tubera est dentro de este rango, se recomienda el uso de acero inoxidable o componentes de los equipos con capas de tipo inoxidable. Todos los fabricantes de cabezales de pozos pueden suministrar equipos resistentes a la corrosin.

El problema de corrosin / erosin es tambin frecuentemente encontrado en el fondo, en ambos lados de los obturadores y niples de asiento. Cuando las velocidades en ubicaciones profundas a travs de inconformidades estn en el rango de 15-20 pps, se deben instalar niples de acero inoxidable de por lo menos 3 pies de longitud, en ambos lados donde se localice la turbulencia alta. La aleacin usualmente recomendada es acero inoxidable 410.

CAPITULO IV

CORROSIN EN OLEODUCTOS Y GASODUCTOS Y PREVENCIN

GENERAL

Al igual que con todas las prdidas de metal por corrosin, en los oleoductos esta situacin est controlado por una reaccin electroqumica. Esto dictamina la presencia de agua y el humedecimiento de las paredes de oleoductos por efecto del agua. Con esta condicin satisfecha, ocurrir la reaccin electroqumica. Sin embargo, la tasa de prdida de metal y su tipo est controlada por otros factores. Un ataque de tipo picadura puede ser causado por incrustaciones de mecanizado, inclusin de escorias o lingotes, tratamientos de calor inadecuados, o por inadecuadas varillas de soldadura. El efecto de corrosin / erosin puede ser causado por velocidades del fluido muy altas. El agua y apariciones de lodo se desarrollarn con velocidades del fluido muy bajas, que causarn picaduras e infestaciones de bacteria. Con agua a baja velocidad, la segregacin de lodo invariablemente ocurre y es recomendable programar limpiezas con herramientas tipo cochino (pigs). La tasa y tipo de ataque es tambin una funcin de los agentes corrosivos presentes. Cuando la corrosin no es controlada, dependiendo del espesor de las paredes y las condiciones operativas, el tiempo para que aflore el primer tipo de falla por corrosin ser de tres a doce aos. Sin embargo, con un programa de inhibicin de corrosin bien diseado y puesto en operacin al mismo tiempo que la lnea es puesta en servicio, las fallas por corrosin pueden ser prevenidas indefinidamente.

A. CAUSAS FRECUENTES DE CORROSIN INTERNA EN OLEODUCTOSNota: Soldaduras y zonas afectadas por el calor son reas de alto potencial electroqumico y sujetas a un acelerado ataque tipo picaduras. Sera recomendable la inhibicin con un inhibidor que ofrezca un fuerte revestimiento.

B. PATRONES DE FLUJO EN OLEODUCTOS

Con todos los productos de petrleo, gas y refinera, hasta que hayan sido deshidratados por debajo de la temperatura de punto de roco presente en las operaciones, el agua lquida emerger. Surgir como una dispersin de gotas que por contacto coalescen y se constituyen en gotas ms grandes. Excepto para petrleos crudos con densidad 10 API o menores, el agua tiende a segregarse en el fondo del oleoducto por un efecto gravitacional. En oleoductos, la velocidad es el factor controlante, ya que en combinacin con el fluido transportado, determina la extensin del grado de turbulencia que a su vez controlara el punto al cual ocurrir la segregacin del agua.

Una vez que la pared del oleoducto ha sido mojada con agua, comienza la corrosin y reaccin electroqumica. Generalmente al ocurrir la segregacin, la corrosin ser ms severa a lo largo del fondo del oleoducto. En algunos sistemas, la prdida de metal se intensifica en la parte superior de los puntos bajos, donde la afluencia de agua puede desarrollar una condicin de corrosin / erosin.

Las siguientes son Reglas Prcticas conservadoras que pueden ser utilizadas para aproximar Patrones de Flujo y grado de segregacin de agua.

1. LNEAS DE TRANSFERENCIA DE PETRLEO CUSTODIADAS - (AGUA: DE TRAZAS HASTA 2%)

0 - 3 1/2 pps

Todas las gotas de agua del petrleo fluyen a puntos bajos constituyendo piscinas. A medida que el rea sobre la piscina se reduce, el agua se vuelve turbulenta y es desplazada hacia arriba. Eventualmente una carga es desechada de la piscina y fluye con el petrleo. La piscina baja el flujo al fondo y repite la segregacin.

3 1/2 - 7 pps

Este es un rango de velocidad incierto. La extensin en la cual el agua se mantiene suspendida como gotas depende de la densidad del petrleo, viscosidad y tamao de la gota. A mayor densidad, mayor ser la tendencia de segregacin del agua.

7 pps y Ms

Toda el agua se mantiene suspendida como gotas en la corriente de petrleo.

Nota: La tendencia del agua localizada en la corriente de petrleo a mojar el oleoducto es una funcin de la densidad del petrleo y tensin superficial. Asumiendo que con la densidad del petrleo bajo los 40 API, el oleoducto est mojado con petrleo; y sobre 40 API, el oleoducto est mojado con agua.

2. TUBERIAS DE GAS HUMEDO (AGUA: TRAZAS HASTA 5 bbls/MMPC)

0 - 7 1/2 pps

Toda el agua que cae rpidamente de la corriente de gas, fluye hacia los puntos bajos y edifica piscinas. A medida que el rea sobre la piscina se reduce, el agua se vuelve turbulenta y se desplaza hacia arriba. Eventualmente una carga es desechada desde la parte superior de la piscina y fluye con el gas. El flujo vuelve al fondo de la piscina y el proceso se repite.

7 1/2 - 15 pps

La mayora de gotas de agua de la corriente de gas se recolecta en piscinas turbulentas en el lado superior. Cargas son desechadas desde la cima de la piscina y fluyen con el gas. Persiste un flujo menor de roco con gotas que permanentemente mojan la pared del gasoducto e ingresan a las piscinas para ser desechadas de las paredes del gasoducto y de las piscinas y convertirse en roco.

15 - 25 pps

El agua gotea y forma una corriente permanente a lo largo del fondo del gasoducto. Se forman entonces, piscinas turbulentas ms pequeas en las partes superiores con frecuentes desplazamientos. Hay un roco constante, alternando con agua depositada y que es desechada de las paredes del gasoducto y de la corriente.

Nota: Con slo trazas de agua sobre los 15 pps de velocidad, toda el agua se mantiene en estado de roco.

25 pps y Ms

Todos los lquidos se mantienen en estado de roco, mojando continuamente y siendo desechados de las paredes del gasoducto.

C. VELOCIDADES APROXIMADAS EN GASODUCTOS DE GAS HUMEDO

Lquidos en pies cbicos/seg. = BAPD + BPPD = PCS

15400

Gas en pies cbicos/seg. = MPCSD x R = PCS

P x 3060

Velocidad en pies/seg. = CFS (Lq.) + CFS (Gas)

rea del Oleoducto en Pies Cuadrados

BAPD

=Barriles de agua por da

BPPD

=Barriles de petrleo por da

MPCSD=Mil pies cbicos Standard por da

R

=F + 460

P

=Presin PSI

PCS

= Pies cbicos / segundo

1. GRADOS R APROXIMADOS PARA OLEODUCTOS ENTERRADOS O SUMERGIDOS

Sur de Denver, Colorado R

=520

Denver hacia Frontera Canadiense R=510

Norte de la Frontera Canadiense R

=500

2. REAS APROXIMADAS DE TUBERAS EN PIES CUADRADOS

(Basadas en Dimetros Nominales)

Dimetro

rea

Dimetro

rea

Int.

Pies Cuad.

Ins.

Pies Cuad.

2

0.0218

12

0.7853

3

0.0490

16

1.3963

4

0.0872

20

2.1817

6

0.1963

24

3.1416

8

0.3491

30

4.9087

10

0.5454

36

7.0685

Nota: Los clculos dan el orden de magnitud de velocidades para uso con Patrones de Flujo en oleoductos ilustrados en la Seccin B. Con dos lneas de fase que siempre incluyen volmenes de gas, sin embargo, cuando PCS (Lquido) es menor al 5% del volumen total de fluido, puede ser eliminado de los clculos de velocidad del gas.

D. EVALUACIN DE POSIBILIDADES DE CORROSIN EN OLEODUCTOS

Como se describi en la seccin GENERAL, con el agua presente en los fluidos de los oleoductos, la accin electroqumica ocurrir si la pared del oleoducto esta mojada con agua. La medida en la que esto cause una corrosin seria, ser una funcin del potencia electroqumico y corrosividad de los fluidos. Con el agua mojando el rea de soldadura, siempre se anticipar alguna corrosin. En oleoductos mayores o crticos, si se conoce de la presencia de agua, sera deseable una inhibicin inicial de las reas de soldadura.

En oleoductos nuevos donde se anticipa la corrosin, la inhibicin debe darse al iniciar las operaciones del oleoducto. Generalmente las lneas nuevas operarn un mnimo de tres aos antes de la primera falla por corrosin. Sin embargo, cuando ha aparecido la corrosin del tipo picaduras y los productos de la corrosin son de tipo incrustacin o encapsulados, el control de la corrosin a travs de un programa de inhibicin no ser posible a menos que el oleoducto sea limpiado cuidadosamente.

Los patrones de flujo en oleoductos, Art. B, son Reglas Prcticas para humedad por agua en los oleoductos. En oleoductos operativos, donde la corrosin se conoce que est ocurriendo, se debern revisar los factores listados a continuacin, antes de tomar la decisin de un programa de inhibicin.

A. Un estimado de la condicin actual del oleoducto con relacin a corrosin interna.

B. Vida operativa requerida del sistema.

C. Un estimado del costo de reparacione