#2 Corrosión

9 November 2005

Corrosión en la Industria del gas y del Petróleo

Fabián Benedetto

9 November 2005R. Tapia

Corrosión TenarisSiderca 2

Contenido

Conceptos básicos de Corrosión

Corrosión por H2S

Corrosión por Micro-organismos

Corrosión por CO2

Predictores de Corrosión

Optimización de Materiales en Campo



Contenido


Corrosión por H2S


Corrosión por CO2





Definición de Corrosión:Se trata del deterioro de un material, generalmente un metal (o de sus propiedades) producto de su interacción con el ambiente que lo rodea.

Condiciones:

Ø Material susceptible de ser corroído

Ø Agente corrosivo

Ø Circuito eléctrico

Factores influyentes:

PH del electrolito, gases disueltos, temperatura, presión, humedad, velocidad del flujo, etc.


Definición:



ZONAS ANÓDICAS Y CATÓDICAS DISTRIBUIDAS EN DIFERENTES METALES

(HIERRO) (COBRE)


Proceso corrosivo:

A nodo

C atodo

M etal

E lectrolito

ANODO

Fe++

Fe++

Fe++

Fe++

Fe++

Fe++

e-

e-e-

e-

e-

e-e-

e-

e-

e-

CATODOH+

e-

e-

e-

e-

e-

e-

e-

e-

e-

e-

e-e-

e- e- e-

e-e-

H0

H+

H+

H+

H+

H+

H0

H0

H0

H0

H2

H2

H2

Sentido de la corriente por convención

I (mA)



C

CA

CA

A

A

C

C

A

AA

C

ZONAS ANÓDICAS Y CATÓDICAS DISTRIBUIDAS EN EL MISMO METAL

LINEPIPE

I

I I

I


Proceso corrosivo:



rrR= Resistencia del sistema al flujo de corriente

∆V= Potencial del cátodo-Potencial del ánodo

+ -

I= velocidad de corrosión SIMPLE LEY DE OHM

Polarización


Circuito equivalente:



SOLUCIONM

ETAL

H

HH+

H+HH+

H+

SOLUCION

META

L

Coating

H+

H+

H+

H+

Poros




Ampollado

Uniforme

GalvánicaActivo Noble

“Crevice”

Picado

Fallas por H2

Fisurado

Corrosión - Erosión

Cavitación

Corrosión asistida por

Fricción (Freetting)


Formas de ataque corrosivo:



CORROSIÓN GENERALIZADA: Puede ser tolerada en el tiempo


Posibilidades de predecir:

Velocidadde corrosión

(mpy)

Tiempo

Posibilidadde extrapolación

Dificultad paraextrapolar

valores



CORROSIÓN LOCALIZADA

PICADO-CREVICE

FISURACIÓN

Evitar

Nunca permitír

FALLAS CATASTRÓFICAS

PINCHADURAS




Contenido


Corrosión por H2S


Corrosión por CO2





A

B

CD

E

e-

H+

B

C

DFe+

H2

A

H2

En ambientes gaseosos

A- Difusión de la molécula H2B- Adsorción física y disociaciónC- Migración de los adatomos y

adsorción químicaD- SoluciónE- Difusión por la red cristalina

En ambientes acuosos

A- Difusión del protónB- Reducción catódica del protónC- Adsorción químicaD- Difusión por la red cristalina

Corrosión por H2S

Influencia del H2:



H2S en el gas del reservorio, disuelto en el agua aporta H+

H2S debido a la respiración de las bacterias reductoras de sulfatos (BRS)

H+ debido a tratamientos químicos en el pozo

H+ debido a protección catódica en linepipe

Corrosión por H2S

Presencia en Campo del agente agresivo H:



0

500

1000

1500

2000

2500

3000

Promedio H2S año 2001= 385.7 ppm

Promedio H2S año 1998= 146.3 ppm

ppmH2S Año 1998ppmH2S Año 2001

pp

md

e H

2S

Identificación de los Pozos

“SOURING RESERVOIR”Corrosión MIC

Corrosión por H2S

Cambios en el Yacimiento:



La presencia del H2S transportado con el fluido de producción puede producír diversos daños en los tubos como ser:

•Corrosión generalizada

•Corrosión localizada (Picado)

•Fisuración bajo tensión

(-) SEVERA

(+) SEVERAσ σ

Corrosión por H2S

Formas típicas:



El Sulfuro de Hidrógeno puede causar fallas por corrosión localizada en forma de picado. La morfología del picado es generalmente de bordes suaves, de poca profundidad (romo).

Si el tamaño de la pinchadura lo permite, se puede realizar una reparación programada en los ductos.

PIT PORH2S

Corrosión por H2S

Picado:



pH

TensionAplicada+Residual

Temperatura

MATERIAL SUSCEPTIBLE

SSC

Corrosión por H2S

Factores involucrados en Fallas Catastróficas:



El Sulfuro de Hidrógeno también puede causar fallas del tipo catastróficas debido a fragilización por Hidrógeno (HE) sobre materiales bajo cargas de tracción (aplicadas o residuales).

MEDIO: H2S

MEDIO: aireσ

σ σ

σ

Corrosión por H2S

Fisuración bajo tensión:



Presión de H2

Presencia de microestructuras duras, generalmente asociadas a materiales de alta resistencia HRC>22 (SSC).

Presencia de trampas para alojar H2, como ser inclusiones elongadas o bandas de segregación en la microestructura (HIC-SWC).

σ

σ

σ

σ

Corrosión por H2S

Materiales susceptibles:



En presencia de H2S, la susceptibilidad a la fisuración disminuye a medida que la temperatura aumenta.

MAXIMA SUSCEPTIBILIDADA TEMPERATURA AMBIENTE

25°C

Corrosión por H2S

Influencia de la Temperatura:



BLISTERING

Fisuración sin tensión

HIC-SWC (Fallas)

Corrosión por H2S



SSC

SOHIC

Corrosión por H2S

Fisuración:



Contenido


Corrosión por H2S


Corrosión por CO2





Ø Son pequeñas (∼1µm), los que le permite penetrar en fisuras y microporos.

ØForman colonias, consorcios sinérgicos con otras bacterias, hongos, algas, etc.

ØSoportan variado rango de pH (4.5 - 9), temperatura (20-50°CT°óptima) y concentración de oxígeno.

ØSe reproducen en períodos cortos de tiempo, a partir de 1 bacteria en 10 hs tengo 106 bacterias.

ØPresentan una elevada superficie de intercambio con el medio, enrelación a su masa y volumen.

Generalidades:

Corrosión por micro-organismos



Ø Algunas bacterias pueden utilizar el H2 gaseoso como fuente de energía y el CO2 como fuente de C.

ØPueden producir gran cantidad de ácidos orgánicos, disminuyendo el pH del medio.

ØPueden producir esporas resistentes a la temperatura, desecación, congelamiento, etc.

Generalidades:




Flotan en la solución, generalmente son desprendidas de las biopelículas, NO SON REPRESENTATIVAS DE LA POBLACIÓN DEL BIOFILM, también se las llaman bacterias pioneras o colonizadoras.

Bacterias nadadoras:




Hasta fines de los 80

ØSe muestreaban bacterias plantónicasØSe conocía la formación de incrustacionesØ Se pensaba en las biopelículas como un continuo compacto

Formación de biopelículas:




En la decada del 90

ØSe comienza a muestrear el biofilmØSe desarrollan técnicas electroquímicas (microelectrodos)

Formación de biopelículas:




La presencia de agua en el interior y exterior de los ductos y una fuente de alimento como ser carbono orgánico, sulfatos, fosfatos, etc, permite el desarrollo de consorcios microbianos del tipo aeróbicos, aeróbicosfacultativos y anaeróbicos (ausencia de aire).

H2OGAS

PICADODEL DUCTO

Riesgo de falla el tuberías:




Ø La interfase metal/solución es rápidamente cubierta por productos de corrosión de diferente naturaleza.

Ø La interacción entre el biofilm y los productos de corrosión es compleja y difícil de observar por SEM.

Ø El biofilm no es continuo sobre la superficie del acero, se entremezcla con los productos de corrosión.

Biocorrosión en Aceros al Carbono:




Ø Los aceros inoxidables, contrariamente a los aceros al carbono proveen una superficie homogénea, sin productos de corrosión, adecuada para la adherencia microbiana, la cual se produce entre las 24Hs y 72Hs.

Ø La presencia del biofilm ennoblece el potencial libre de corrosión, en función del tiempo de exposición. Se han detectado desplazamientos del potencial del orden de los 100 mv en dirección anódica, tanto en agua de mar como en agua dulce contaminada.

Biocorrosión en Aceros resistentes a la corrosión:




DEPOSITOS NEGRO: Bacterias sulfatos reductoras (BSR)

DEPOSITOS NARANJA: Bacterias oxidantes del Fe (Gallionella)

Identificación de bio-corrosión:




POZO MUESTRA UBICACION MICROESTRUCTURA

Iny. Tbg 2 3/8” Debajo Martensita-revenidaN80 del packer

MORFOLOGIA

Externo/interno-MIC

Ext / int - MIC

POZO

Iny. Tbg 2 3/8” 2456 mts Ferrita-perlita J55

2494 mts




Contenido


Corrosión por H2S


Corrosión por CO2





Primeros Casos: Texas, USA 1947 pozos de gasEl término “CO2 Corrosion” - también llamado “corrosión dulce” - se ha usado por mas de 20 años

Características típicas de los pozos con corrosión por CO2:ü Profundidad y Presiónü Vida útil del equipamiento muy corta (aprox. 1 año)ü Altos costos de producción

Fenómeno relativamente nuevo

Corrosión por CO2

Antecedentes:



H2O + CO2 <===> H2CO3 (disolucion; ácido carbonico)H2CO3 <===> H+ + HCO3

- (disociación; ion bicarbonato)HCO3 <===> H+ + CO3

- (disociación)

2 H <===> H2 (reacción catódica)

El acero es atacado de la siguiente forma:Fe <===> Fe 2+ + 2e-

(reacción anódica; disolución del metal)

Reacción general:Fe + H2CO3 <===> FeCO3

(carbonato de hierro; productos de corrosión)

Mecanismo propuesto:

Corrosión por CO2



Picado (Pitting corrosion):ü Generalmente ocurre en zonas estancas o de muy bajo flujo. Se desarrolla

a una velocidad muy elevada y no hay reglas establecidas de predicción

Meseta (Mesa attack):ü Una forma de corrosión localizada que se desarrolla en zonas de flujo

intermedio en temperaturas a las cuales se desarrolla un film protector pero el mismo no es estable. La morfología es de fondo chato y bordes filosos.

Corrosión localizada inducida por flujo (FILC):ü Se desarrolla en ambientes con velocodades de flujo importantes. La

corrosión se incia en “pits” o zonas de turbulencia.

Corrosión generalizada:ü Pérdida de material uniforme. Es el caso mas benigno.

Tipos:

Corrosión por CO2



ü Puede ocurrir en un rango variado de temperaturas

ü En condiciones de flujo moderado o de fluido estanco

ü Es muy común a elevadas presiones parciales de CO2

ü En pozos de gas ocurre generalmente a la temperatura del “dew point”

ü No hay reglas simples para predecir ocurrencia.

Picado:

Corrosión por CO2



ü Ocurre en condiciones de flujo medio (no hay estanqueidad perotampoco altas velocidades) y a una Temperatura > 60 °C.

ü Forma típica: daño localizado de fondo plano y bordes filosos.

ü Es comun en zonas en donde el “scale” se rompe fácilmente.

Corrosión tipo “Meseta”:

Corrosión por CO2



ü Generalmente ocurre en condiciones de flujo importante.

ü Se inicia en un pit existente (o un obstáculo existente) y se propaga por efecto del flujo.

Corrosión localizada inducida por flujo (FILC):

Corrosión por CO2



Corrosión Uniforme:

ü Aceptable cuando es inferior a 0.1 mm/año (de acuerdo a NACE es Severa cuando > 0.25 mm/año)

ü Valores entre 0.1 - 1 mm/año, la decisión a tomar dependerá de:La vida útil requeridaLa posibilidad de contar con sobreespesorPosibilidades de inspección, montaje de cupones, reparación y limpiezaConsecuencias económicas de la falla

Corrosión Localizada nunca es aceptable

Criterio de decisión en el diseño:

Corrosión por CO2



La presencia de Cl- incrementa la velocidad de corrosión en aceros con bajo contenido de Cr.

Se cree que el mecanismo consiste en interferir con la formación de un film protector compuesto por productos de corrosión

Influencia de los Cloruros:

0

2

4

6

8

Cl - (ppm)

1% Cr2% Cr13% Cr

Vco

rr (m

m/y

)

1 10 100 103 104 105

Condiciones de Autoclave:43 psi CO2, 150°C, 2.5 m/s, 96 Hs

Fuente: “NKK - Material Selection guide book for OCTG”

Corrosión por CO2



A 70-80 °C se tiene la máxima solubilidad de FeCO3 en agua con lo cual, menor cantidad de carbonato precipita y no se forma film protector.

A temperaturas mas elevadas es posible la formación de incrustaciones beneficiosas.

IMPORTANTE: las incrustaciones también pueden generar corrosión bajo depósito.

Influencia de la Temperatura:

Fuente “Trabajo de Investigación para Shell” de Waard C., Lotz U. and Milliams D. E.

0

5

10

15

30 50 70 90 110 130Temp (°C)

C. r

ate

(mm

/y)

3 bar CO2 1 bar CO2 0.3 bar CO2 0.1 bar CO2

Corrosión por CO2



El agregado de Cr incrementa la resistencia al pitting y a la corrosión generalizada.

Se cree que la presencia de Crfortalece la resistencia mecánica del film generado por los productos de la corrosión. 0

12345678

0.1 0.5 1 1.8%Cr

C. r

ate

(mm

/y)

Localized General

Influencia del Cromo:

Fuente “Flow Velocity Effect on Carbon Steel CO2 Corrosion using a Dynamic Field Tester” José R. Vera, Alfredo Viloria y Marta Castillo (INTEVEP); Akío Ikeda y Masakatu Ueda (SUMITOMO METALS).

Corrosión por CO2



A igual temperatura y pCO2 un incremento en el PH disminuye la velocidad de corrosión.

El PH es un factor preponderante del ambiente ya que H+directamente ataca al metal.

El pH Influencia la solubilidad del FeCO3 en el agua

4.5 5 5.5 6 6.5 7pH

FeC

O3

Solu

b. (p

pm)

100

10

1

0.1

0.01

0.001

Influencia del pH:

Corrosión por CO2



El efecto de la velocidad de flujo en el proceso corrosivo está fuertemente influenciado por el contenido de Cr del acero

El mecanismo de corrosión erosión está relacionado con la remoción de los productos de corrosión debido al impacto de las partículas del fluido

Influencia de la velocidad del flujo:

0

2

4

6

8

10

5 10 15 20 25 30 35 40Vs (m/s)

Vco

rr (m

m/y

) L.C.G.C.

Fuente “Flow Velocity Effect on Carbon Steel CO2 Corrosion using a Dynamic Field Tester” José R. Vera, Alfredo Viloria y Marta Castillo (INTEVEP); Akío Ikeda y Masakatu Ueda (SUMITOMO METALS).

Corrosión por CO2



Evaluación de la presión parcial:El parámetro mas comunmente utilizado para evaluar la corrosión por CO2 es la presión parcial de este gas:

ppCO2 < 7 psi (0,5 bar) Poco probable7 psi (0,5 bar) < ppCO2 < 30 psi (2 bar) PosiblePp CO2 > 30 psi (2 bar) Corrosión

Sin mbargo establecer una pauta de diseño basado en esta regla práctica no es una forma segura de operar.

La evaluación arriba descripta puede ser una buena herramienta para:ü Un primer filtro para seleccionar materialesü Establecer una valoración cualitativa

Corrosión por CO2



La corrosión mas severa generalmente aparece en el fondo del pozo.

El agua de formación está saturada con CaCO3, con lo cual este precipita formando áreas catódicas

Cualquier discontinuidad en la película de CaCO3 inicia una cupla galvánica

Pozos de Petróleo:

FeCO3

CaCO3FeCO3

CaCO3FeCO3FeCO3

CaCO3FeCO3

CaCO3FeCO3

Fuente “Prediction of the Risk of CO2 corrosion in Oil and gas Wells” Jean Louis Crolet and M. R. Bonis (ELF AQUITAINE)

Corrosión por CO2



La corrosión generalmente aparece en la parte superior del Tubing

La áreas con turbulencia generan fuertes áreas galvánicas, principalemente cerca de la boca del tubing

Conexiones Premiums con ID del tipo “Flush” presentan una mejor performance

Pozos de gas:

Fuente “Prediction of the Risk of CO2 corrosion in Oil and gas Wells” Jean Louis Crolet and M. R. Bonis (ELF AQUITAINE)

SuperficieFondo

pH

Alta

acidez

AguaCondensada

Agua de formación

Baja

acidez

pH

SuperficieFondo

pH

Alta

acidez

AguaCondensada

Agua de formación

Baja

acidez

pH

Corrosión por CO2



Corrosión en Pipelines:La corrosividad del fluido transportado depende de su composición. Los crudos muy pesados suelen actuar como un inhibidordependiendo de:

°API grade, la velocidad del flujo y la relación agua/petróleo.

Reglas de Shell para “OIL-WATER PIPELINES”:

• “WaterCut” menor que 30% luego:ü Si V < 1 m/s, el agua se decanta y acumula en las zonas bajas. Corrosión

es muy probable.ü Si V > 1 m/s, las gotas de agua se emulsionan y el petróleo moja a las

paredes del tubo. Corrosión poco probable.

• “WaterCut” mayor que 30% luego:ü El agua se encuentra en fase contínua y moja indefectiblemente al acero.

Corrosión muy probable.

Corrosión por CO2



Corrosión en Pipelines:Referencia de Howard EnDean (Gulf, Champion Chemicals) como guíapara “OIL-WATER PIPELINES”:

• “WaterCut”: trazas a 2%ü V < 0.3 m/s, corrosión.ü V entre 1 y 2 m/s, corrosion posible.ü V mayor a 2 m/s, corrosion poco probable.

• “WaterCut” menor a 25%ü Corrosión no esperable si la velocidad es como mínimo 1 m/s .

• “Water Cut” mayor a 25%ü Corrosión, independientemente de la velocidad.

Corrosión por CO2



Corrosión en Pipelines:Referencia de Howard EnDean (Gulf, Champion Chemicals) para“GAS-WATER PIPELINES”:

• Corrosión es muy probable en todas las líneas de gas con presenciade agua.

• El ataque es esperado en áreas en donde el agua tiende a acumularse.

• De acuerdo a la Velocidad del fluido podemos decir:

ü V < 2.3 m/s: Agua se acumula en lugares bajos.ü 2.3 m/s < V < 4.6 m/s: Agua se acumula en pendientes.ü 4.6 m/s < V < 7.6 m/s: Agua moja las paredes del tubo.ü V > 7.6 m/s: agua en forma de spray. Corrosión.

Corrosión por CO2



Contenido


Corrosión por H2S


Corrosión por CO2





Predictores

Agradecimiento:Intetech Ltd.: Liane Smith, Corrosion Resistant Alloys, Life Cycle CalculationsCorCon: C. de Waard, CO2 corrosion, programmingMetCorr: Bruce Craig, Alloy performance informationTony Griffiths, Licensing software

El objetivo es lograr una Selección de Materiales adecuada al mínimo costo posible

ECE2 - Electronic Corrosion Engineer

MS - Material Selector Software



Tubing/Line Pipe

Datos de Entrada

(Barras de Comando)

“Predictor” de la Velocidad de Corrosión

Herramienta de Predicción

de riesgo

Evaluación de Aceros Especiales

(CRA)

Estimación económica

Predictores



ØEstos programas son útiles herramientas para responder consultastécnicas y satisfacer los requerimientos de nuestros clientes.

ØLa experiencias de campo, observaciones de servicio, y criterios de diseño son esenciales para realizar un estudio serio acerca de la probabilidad de falla en la tubería.

ØEl predictor es una muy buena herramienta para llevar adelante análisis cualitativos

Predictores



Contenido


Corrosión por H2S


Corrosión por CO2





Optimización de Materiales

Pensado para bajar costos de operación, fue implementado el Servicio para la Optimización Integral de consumos de Materiales.

El objetivo fundamental es reducir el costo total operativo del Yacimiento a través de la implementación de soluciones técnico/económicas adecuadas a cada sistema.

Objetivo:Yac

imie

nto

Caracterización e Identificación del Problema

+Discusión de

alternativas y Aplicación de un PROGRAMA DE

MEJORA

+

Control delPrograma de

Mejora+

Monitoreo yCorrecciones

CTO



Flujograma de Trabajo:

Identificación del Sistema “Problema” (Matriz de Riesgo)

Identificación del Tipo de Falla

MecánicasCorrosión

Identificar Agente Agresivo Análisis de fallas OperaciónDiseño

Diagnóstico/Recomendaciones




Identificación por localización de la falla:También:

Sistema de Pozos surgentesBombeo PCPBombeo ElectrosumergiblePozos Inyectores




Identificación por Tipo de falla:

Corrosión:Corrosión por MicroorganismosCorrosión por CO2Corrosión por H2SCorrosión asistida por FricciónCorrosión FatigaCorrosión Bajo DepósitoCorrosión por "Crevice“Corrosión Bajo TensiónCorrosión Galvánica

Mecánicas:DesgasteFatigaPandeoPrácticas operativasUnionesColapsoEstallidoErosión“Impigenment”




Corrosión, identificación del agente agresivo:Los diferentes agentes agresivos deberán ser determinados a través del monitoreo de las características fisico químicas del fluido en contacto con el sistema en estudio, proporcionandonos las condiciones de agresividad del mismo.

Los elementos mas importantes que se deberán determinar son:• Gases disueltos en Agua y en Gas (H2S, CO2 y O2)• Bacterias sulfatoreductoras• Cloruros• pH• WOR, GOR• Conteo de Hierro




Fallas mecánicas atribuibles al Diseño:Los factores dependientes del diseño que tienen gran influencia en el tipo y ocurrencia de una falla son:

• Efectos de la Geometría (Concentradores de tensión, malos drenajes, facilitar la ocurrencia de crevice, etc.)

• Efectos de la incompatibilidad entre los materiales (materiales con diferentes potenciales de oxidación, materiales de diferentes coeficientes de dilatación, etc.)

• Efectos de origen mecánico (incorrecta estimación de las cargas,buckling, incorrecta selección de materiales, etc.)

• Efectos de la superficie (turbulencia, áreas de difícil acceso, formas agudas, etc.)




Fallas mecánicas atribuibles a la operación:Un porcentaje importante de las fallas analizadas se deben a prácticas operativas inadecuadas:

• Aplicación de variables operativas que exceden el límite de aplicación del material (sobretorques, exceso de carga, temperatura, etc.)

• Prácticas de instalación incorrectas (golpes, maltrato durante el montaje, uso de herramientas inadecuadas, etc.)




Objetivo de un buen Análisis de Fallas:Los análisis de muestras realizados en los Laboratorios de TenarisSiderca posibilitan evaluar y encontrar la causa de una falla.

El resultado permite corroborar la presencia de los agentes agresivos determinados en el monitoreo de campo, a la vez que ayudan a diferenciar la causa de la falla del mecanismo por la cual esta se produce.

Los análisis que generalmente se realizan son:• Microscopía Optica• Microscopía Electrónica• Difracción por Rayos X• Propiedades Mecánicas (tracción, dureza, Charpy, dimensional)




Metodología de Trabajo:

Información de Campo

Análisis de LaboratorioBase de Datos

Herramientas informáticas: SROD, PCPUMP, ECE2, TDAS

Reuniones Técnicas de avance en Yacimiento

UPDATE

Análisis Técnico y Económico

Informe Técnico (Diagnóstico y recomendaciones)




En este caso se trata de un Yacimiento que ha tenido, en los últimos años un creciente nivel de derrames. El motivo principal de los mismos, de acuerdo a datos relevados por el personal del yacimiento, es debido a corrosión tanto en oleoductos como en líneas de conducción de pozo a batería.

Debido a esto fue necesario iniciar un estudio que nos permitiera mitigar la problemática del yacimiento asociada a derrames y pinchaduras en líneas de conducción.

Como consecuencia de ello, se decide realizar un estudio conjunto e integral de la problemática en función de conocer las causas de las fallas y reducir los costos asociados.

Enfoque:

Optimización de MaterialesCaso Práctico I: Line Pipe



Dimensión del ProblemaEstadística de roturas de cañerías

Definición del ProblemaMatriz de RiesgoCausas de Falla

MaterialesRelevamiento de CañeríasFluidos Corrosivos

Tipo de Corrosión

Estudio de Soluciones

Monitoreo

Análisis Económico

Metodología de Trabajo:




0

5

10

15

20

25

30

35

40

Ab

r-0

0

May-0

0

Jun

-00

Jul-

00

Ag

o-0

0

Se

p-0

0

Oct

-00

No

v-0

0

Dic

-00

En

e-0

1

Feb

-01

Mar-

01

Ab

r-0

1

May-0

1

Jun

-01

Jul-

01

Ag

o-0

1

Se

p-0

1

Oct

-01

No

v-0

1

Dic

-01

En

e-0

2

Feb

-02

Mar-

02

Ab

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2

May-0

2

Jun

-02

Jul-

02

Ag

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2

Se

p-0

2

Oct

-02

No

v-0

2

Dic

-02

En

e-0

3

Feb

-03

Mar-

03

0

20

40

60

80

100

120

140

Fallas por Corrosión Total General Hume Lluvia

Dimensión del Problema




Fallas por Corrosión, 58%

Fallas de Materiales, 12%

Fallas juntas/conexiones, 9%

Errores de Operación, 9%

Otros, 9%

Fallas Equipos, 2%

Falles Mecánicas, 1%

Dimensión del Problema




Matriz de Riesgo – Fallas en Líneas de Conducción

0

1

2

3

4

5

6

7

AA

1

AA

3

AA

5

AA

7

AA

9

AA

11

AA

13

AA

15

AA

17

AA

19

AA

21

AA

23

AA

25

AA

27

AA

29

AA

31

AA

33

AA

35

AA

37

AA

39

AA

41

AA

43

AA

45

AA

47

AA

49

AA

51

AA

53

AA

55

AA

57

AA

59

AA

61

AA

63

AA

65

AA

67

AA

69

AA

71

AA

73

AA

75

AA

77

Líneas de Conducción

N°

Fall

as




Matriz de Riesgo – Fallas en Oleoductos

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50A

B1

AB

2

AB

3

AB

4

AB

5

AB

6

AB

7

AB

8

AB

9

AB

10

AB

11

AB

12

AB

13

AB

14

AB

15

AB

16

N°

FA

LLA

S

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

SH

2 (

pp

m)




• Corrosión Externa

– Cañerías de conducción sin revestimiento externo– Cañerías sin aislación en colectora– Suelos corrosivos– Cañerias con 10 años en servicio, sin protección alguna– Reemplazo de tramos de cañerías por caños sin aislar

• Corrosión Interna:

– Presencia de SH2 en aguas de producción– Alta concentración de Bacterias Sulfato Reductora– Cañerías sin revestimiento interno– Alto corte de agua

Tipos de Corrosión evaluados




Estudio de SolucionesCorrosión Externa Acciones Correctivas

Cañerías sin aislación en suelos corrosivos de Colectoras

Mantener el nivel adecuado de potenciales de cañerías protegidas

Cañerías de conducción sin revestimiento externoPreveer en el presupuesto de pozos nuevos el uso de cañería de conducción OD 4" con revestimiento, aislación y protección catódica

Reemplazo de tramos de cañerías por caños sin aislar

Reemplazar tramos de cañerías de mediano y bajo riesgo, según resistividades de suelo por caños revestidos, aislados y con protección catódica

Cañerías con 10 años en ServicioReemplazar las cañerías de conducción en los pozos de Alto Riesgo

Corrosión Interna Acciones Correctivas

Presencia de H2S en aguas de producción, alta concentración de BRS

Definir programa de inyección de inhibidores de corrosión y bactericidas

Cañerías sin revestimiento internoProgramar limpieza de cañerías con el empleo de SCRAPPER

Alto corte de AguaReemplazar ductos problemáticos por cañerías con revestimiento interno/externo

Nota: debido a antecedentes de problemas por Temperatura en líneas de ERFV, se decide utilizar Tuberías de acero revestida interior/exterior




$0

$1,000,000

$2,000,000

$3,000,000

$4,000,000

$5,000,000

$6,000,000

$7,000,000

$8,000,000

$9,000,000

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20

Desnudo Inhibición Interno

Externo Externo+catódica Externo+inhibición

Externo+catódica+inhibición Externo+interno Externo+interno+catódica

Valores estimados en función de numerosas asunciones

Evaluación Económica:

( ) ( )∑∑== +

++

++=N

1nn

N

1nn i1

LPi1

OCICACLCC




13

10

9 9

8 8 8 8

7 7 7

0 0 0

1 1

0 0

1

0 0 00

3

6

9

12

15

CnE-402/CnE

405

CG-342/CG-

104

CnE-875/CnE-

431

CnE-342 CnE-443 CnE-104 CnE-367 CnE-421/CnE-

393

CnE-397 CnE-334 CnE-26/CnE-86

N°

FALL

AS

N° FALLAS2000-2002

N° FALLAS2003-2004

Período 2000-2002 2003-2004 Variación

Meses 36 18

Reparaciones 94 3 91

Reparaciones prom. anuales 31 2 29




22

16 1615

11

7

5 54

3 32 2

10 0 0 0 0 0 0

13

01 1

00

5

10

15

20

25

CE 04 -CE 09

CE 10 CE BB CE 12 CE 11 CE 13 CE 17 CE 09 CE 22 CE 04 CE 02 CE 08 CE 10 ColAux

N°

FALL

AS

FALLAS2000-2002

FALLAS2003-2004

2000-2002 2003-2004 AhorrosR. Alto R. Bajo Total R. Alto R. Bajo Total R. Alto R. Bajo Total

Reparaciones totales 97 14 111 1 15 16 96 -1 95

Reparaciones prom. anuales 32 5 37 1 10 11 32 -5 26

Período




Diagnóstico:Se trata de un Yacimiento que se puede clasificar dentro de la categoría de los “sweet oil wells” (Pozos Petrolíferos Dulces), tratándose de pozosque producen esencialmente petróleo a presiones moderadas/bajas y que, desde el punto del medio corrosivo, se caracterizan por un bajo contenido de H2S, siendo el CO2 el principal agente corrosivo disuelto en el agua de formación.

De acuerdo a los datos de los fluidos y a los análisis de fallas realizados en el laboratorio, podemos decir que el ambiente es muy corrosivo debido a la acción del gas CO2 , el cual posiblemente se encuentra potenciado por trazasde H2S en el agua.

Se han encontrado además numerosos casos para trabajar desde el punto de vista del diseño.

Optimización de MaterialesCaso Práctico II: Tubing y Varillas



0.010

0.100

1.000

10.000

100.000

1000.000

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

% Agua

Presión Parcial, psi

Pp > 7 psi 3 < Pp < 7 psi Pp < 3 psi Varillas

A2

B1

A4

C1

A1A3

A6

C2

C3

A5

Corrosividad Vs Pozos Problema (Matriz de Riesgo):




Medidas propuestas para Tubing:

Pozo Bruta (m3/d)

Oil (m3/d)

Agua (%) Gas (m3/d)

Tubing

252 33 18.7 38% 8,900 3% Cr3022 65 30.6 53% 11,400 3% Cr ó 1% Cr + Inh1128 106 4.7 96% 3,000 3% Cr536 34 3.7 89% 2,700 3% Cr319 51 3.9 92% 300 3% Cr ó 1% Cr + Inh

1198 25 19.2 25% 3,300 3% Cr ó 1% Cr + Inh1090 7 1.4 77% 1,600 3% Cr

36 41 4.9 88% 3,700 3% Cr6114 49 3.3 93% 1,600 3% Cr502 116 3.9 97% 197 3% Cr ó 1% Cr + Inh

1081 31 2.6 92% 4,750 3% Cr381 84 2.5 97% 311 3% Cr ó 1% Cr + Inh16 43 2.3 95% 2,000 3% Cr




Medidas propuestas para Varillas:Pozo Diseño Análisis químico Centralizado

Reemplazo materiales

Materiales especiales

Prácticas operativas

10 X15 X16 X36 X X83 X X X84 X X X104 X X X105 X X X109 X125 X126 X X290 X X360 X X X373 X X374 X398 X435 X461 X X487 X520 X X536 X541 X X560 X X667 X673 X X X X713 X X768 X878 X915 X X921 X931 X X X984 X X

1128 X X1153 X X1160 X X6114 X6221 X X X




Resultados (Indice de Pulling):

140

505

546

462

57

441 449 449 443 434 448

407

0,32

1,12

1,22

1,04

0,94

0,13

0

100

200

300

400

500

600

700

800

Jul-Dic 1999 2000 2001 2002 2003 Ene-Abr 20040

0,2

0,4

0,6

0,8

1

1,2

1,4

INTERVENCIONES POZOS IP




Resultados (Indice de Pulling Varillas):

Yacimiento El Huemul - Período 1999-2004

57

183

252

186

27

428 428 428 428 428 428

1830,13

0,43

0,59

0,43 0,43

0,06

0

100

200

300

400

500

600

700

800

Jul-Dic 1999 2000 2001 2002 2003 Ene-Abr 20040

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

INTERVENCIONES POZOS IPV




Resultados (Indice de Pulling Tubing):


23

109 109 96

8

441 449 449 443 434 448

68

0,05

0,24 0,24

0,22

0,16

0,02

0

100

200

300

400

500

600

700

800

Jul-Dic 1999 2000 2001 2002 2003 Ene-Abr 20040

0,05

0,1

0,15

0,2

0,25

0,3

INTERVENCIONES POZOS IPT




Resultados (Repetición de Fallas por pozo):


140

505

546

462

57

105

254 260 250219

53

407

1,33

1,99

2,10

1,85 1,86

1,08

0

100

200

300

400

500

600

700

800

Jul-Dic 1999 2000 2001 2002 2003 Ene-Abr 20041,00

1,20

1,40

1,60

1,80

2,00

2,20

INTERVENCIONES POZOS IR




Diagnóstico

Se trata de un Yacimiento Maduro de la Cuenca del Golfo San Jorge de baja producción neta y alto porcentaje de agua por el avance de la recuperación secundaria y los consiguientes problemas de corrosión.

Se determinaron en forma estadística y a través de análisis de falla las zonas más conflictivas del Yacimiento, comprobándose sus áreas más corrosivas y más exigidas.

Se optimizó la practica operativa del yacimiento mejorando diseños de instalaciones, metodología de recambio y manipuleo de materiales.

Optimización de MaterialesCaso Práctico III: Tubing y Varillas



Indicadores

0,24

0,370,43 0,44

0,24

0,41 0,41 0,44

0,240,37

0,35

0,34

0,170,180,130,15 0,250,25

0,35 0,280,32

1,34

1,621,73 1,70

2,021,91

1,09 1,12 1,12

1,321,23 1,20

1,04

1,86

0,00

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

Jun-Dic1998

1999 2000 2001 2002 2003 2004

IPV IPT IPBba IR IP




Problemática

Varillas42,0%

Tubing24,4%

Bomba22,8%

Vástago5,2%

WO0,5%

Optimiz.0,5%

Otros4,7%

NA18,5%

Cupla17,3%

Cuerpo39,5%

Pin24,7%

Intervenciones(Año 2004)

Pescas en Varillas(Año 2004)




AnálisisSe analizaron en forma individual los diferentes indicadores para cada una de las baterías, determinándose las más problemáticas.

23

108

54

1412

3

12

710

6 6

12

7

2,73

3,00

2,00

2,412,29

1,00

3,20

2,00 2,00

3,00

1,25

2,172,33

1,50

1,00 0,981,14

0,42

1,00

1,33

0,86

0,60 0,50

0,831,08 1,00

1,25

1,30

0,00

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

3,00

3,50

161 77 502 120 175 115 173 501 9 125 6 126 174 200

10

20

30

40

50

60

Canti. Pozos IRB IPB




Baterías más corrosivas

10

54

10

23

12 14 1282 8 3 9 1 5 1 3

0,20

0,15

0,30

0,39

0,08

0,36

0,08

0,38

0

10

20

30

40

50

60

77 120 125 161 174 175 501 502

Ref.

0,00

0,05

0,10

0,15

0,20

0,25

0,30

0,35

0,40

0,45

Total Pzos. PESCAS IPB Cpo.

BATERÍA CO2 SH2 TOR/FAT

115 1

120 2 2

161 3 2

175 1

501 1

502 1

Total 5 5 2

Se observó una correlación entre el Índice de Pulling por Pescas en Cuerpo de las Baterías (IPB Cpo.), lo observado en campo y en los análisis de falla.

Nota: se asumió que las pescas en cuerpo se debían a problemas de corrosión.




Acciones

• Se focalizó la atención a las baterías más conflictivas.

• Se propuso la utilización de materiales de mejor rendimiento en ambientes corrosivos en pozos donde se justificaba su utilización.

• Optimización de la inyección de inhibidores en otros pozos problemáticos.

• Utilización de varillas de 7/8” Pin de 1”.

• Cambio en el criterio de reemplazo de materiales.

• Mejora en los diseños de sarta (mayor equilibrio en la distribución de carga y utilización de barras de peso y centralizadores).

• Seguimiento y monitoreo de los pozos problema.




OIL + H2O

CAMPO

HORNO DE CULTIVO

PLANTA AGUA

PLANTA

DESHIDRATADORA

OILH2O

H2O

H2O

Acueductos Oleoductos

Químicos




La Evaluación Integral de un Yacimiento es una herramienta importante para reducir el CTO.

El Yacimiento debe ser considerado como un “todo” dado que se trata de un sistema cerrado, sin embargo las soluciones universales no existen, pues cada sistema problematico debe ser analizado en forma independiente.

Es importante considerar experiencias previas (exitosas o no) para aplicarlas al sistema en estudio.

La optimización de los materiales debe ser una tarea multidisciplinaria (Operadora+Empresas de Servicios).

La planificación e implementación de un Sistema de Gestión de la Corrosión ayuda a la Optimización.

Todos los recursos de Tenaris estan disponibles para trabajar y asistir a nuestros clientes en la reducción del CTO mediante la optimización del consumo de materiales.


#2 Corrosión

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