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Mejoras Operacionales en Producción y Compresión de Gas

XVII Convención de Gas , AVPG, Caracas, Venezuela, 23 - 25 de Mayo, 2006 Página 1

EEVVAALLUUAACCIIÓÓNN DDEE VVEELLOOCCIIDDAADDEESS DDEE CCOORRRROOSSIIÓÓNN PPOORR CCOO22 AA CCOONNDDIICCIIOONNEESSOOPPEERRAACCIIOONNAALLEESS MMEEDDIIAANNTTEE MMOODDEELLOOSS MMAATTEEMMÁÁTTIICCOOSS EENN LLAA PPLLAANNTTAA

CCOOMMPPEESSOORRAA AAMMAANNAA-- PPDDVVSSAA DDIISSTTRRIITTOO NNOORRTTEE

* Mónica Pino, * Venus Acevedo, ** Fernando Pino

[email protected],[email protected], [email protected]

* PDVSA – Oriente / Distrito NorteSptcia. Ing. y Control de Corrosión

Sptcia. Tecnologías AplicadasCampo Rojo, Casa H-01 PDVSA

Exploración y Producción, Punta de Mata,0291-6607491Apartado Postal 1606, Monagas 6201-A. Venezuela

** Universidad de Oriente, Núcleo de MonagasEscuela de Ingeniería de Petróleo

Campo Los Guaritos. Avenida Universidad. Apartado Postal 234. Monagas 6201-A. Venezuela

RESUMEN

El gas manejado en la Planta Compresora Amana con una producción de 420

MMPCND, tiene alto contenido de gases ácidos. Por tal razón, se evaluaron

velocidades de corrosión para dos condiciones operacionales, usando modelos

matemáticos Predict y Norsok. En primer lugar se caracterizo el gas, se determinó

condiciones hidrodinámicas del fluido y se realizó monitoreo de parámetros

fisicoquímicos y por último, se calcularon velocidades de corrosión para cotejarlas

con valores de campo. La evaluación permitio que el mecanismo de corrosión

predominante es por CO2, considerándose severo a partir de la segunda etapa de

compresión y los puntos susceptibles a corrosión por acumulación de líquido se

encuentran a la salida de los enfriadores. El tipo de flujo predominante es

estratificado, las velocidades de líquido y gas se encuentran todas por debajo de la

velocidad crítica, descartando la posibilidad de erosión/corrosión. El análisis de

parámetros fisicoquímicos determino que el fluido manejado en la planta es de alto

potencial corrosivo y las velocidades de corrosión de los programas, resultaron

mayores a presiones de 1200 lpcm e indicaron la necesidad de mantener inyección

mailto:[email protected],[email protected]



continua de inhibidor de corrosión a una eficiencia por encima del 95%. Al validar

estos modelos con el valor real la menor desviación la presento el Predict (9,25%).

INTRODUCCION

En PDVSA Distrito Norte (Punta de Mata) el gas natural es transportado por

gasoductos hasta el Centro Operativo Muscar, donde se trata y posteriormente se

transmite y distribuye para la venta al centro del país (60%) y el resto (40%) se usa

para inyección al subsuelo y/o recobro de crudo. El gas proveniente de las

estaciones de flujo Amana, El Tejero, Musipan, Muri, Carito y Santa Bárbara se

comprime desde presiones de 60 y 450 lpcm hasta valores de 1200 lpcm en las

plantas compresoras Amana (COA), Tejero (COT) y Muscar (COM), utilizando para

ello un esquema de compresión de tres etapas, cada etapa se realiza en un conjunto

constituido de un depurador, un compresor y un enfriador.

La Planta Compresora Amana es la de mayor capacidad instalada (555

MMPCND instalados), recibe gas de 60 y 450 lpcm, el cual es comprimido hasta

1200 lpcm y luego enviado al Centro Operativo Muscar para ser procesado y/o

acondicionado eliminando el H2S y agua. El gas producido en esta zona es

considerado de alto contenido de líquidos (hidrocarburos y agua), además de un alto

porcentaje de gases corrosivos como sulfuro de hidrógeno (H2S) y dióxido de

carbono (CO2) en un rango de concentraciones entre 80 ppm V. de H2S y 8.45 V/V %

molar de CO2, considerándose este último como principal agente corrosivo en

presencia de agua para los sistemas de compresión, principalmente en los cabezales

de succión de las corrientes de gas de 60 y 450 lpcm, etapas intermedias del

proceso de compresión y en la descarga de gas a 1200 lpcm, correspondiendo las

dos ultimas etapas a la salida de los enfriadores. Debido que en la salida de los

enfriadores y la succión de gas se presenta la mayor condensación de líquidos por

efecto de los cambios de presiones y temperatura, aumentando la posibilidad de que

exista agua libre en contacto con el material que constituye las tuberías (acero al

carbono).



PROBLEMÁTICA

Los problemas por corrosión en la Planta Compresora Amana se ven afectados

principalmente por los continuos cambios de segregación de gas que tiene la planta;

ya que a condiciones normales recibe gas procedente de las estaciones de flujo

Carito, Amana y excedente de Musipan; pero en ocasiones especiales por

mantenimientos mayores de instalaciones y/o paradas de otras plantas, ésta puede

manejar y procesar el gas proveniente de: Planta Tejero(COT) y/o Centro Operativo

Muscar (COM), con diferentes contenidos de líquidos y gases corrosivos,l

ocasionando así cambios en las condiciones de operación de la planta, tales como:

presión, temperatura y composición del gas, lo que dificulta la estimación y control

del potencial corrosivo; y a pesar de controlarse mediante la inyección de inhibidores

de corrosión y equipos de monitoreo en campo. Se hace necesario evaluar las

velocidades de corrosión por CO2 en la planta, a fin de establecer el potencial

corrosivo en diferentes condiciones de operación (cambios en la segregación de gas

de entrada).

PROCEDIMIENTO EXPERIMENTAL

Para determinar el potencial corrosivo de la Planta Amana se tomo como primer

escenario (Caso I) las condiciones de operación normales de la planta, las cuales se

dan cuando el gas de alimentación es proveniente de: Estación de Flujo Amana,

Estación Carito y un excedente de la estación de Flujo Musipan; y como segundo

escenario (Caso II) cuando se recibió gas proveniente de la Estación de flujo Muri,

Musipan Carito y Amana (por Mantenimiento mayor en uno de los compresores de la

Planta Compresora Muscar). Se utilizaron paquetes de simulación de condiciones

termodinámicas e hidrodinámicas a lo largo de las tuberías y equipos, lo cual

permitirá obtener velocidades de fluido, patrones de flujo y puntos de acumulación de

líquidos, se realizó toma de muestras líquidas en la descarga de depuradores para

análisis fisicoquímicos, análisis cromatograficos de gas para las diferentes

segregaciones, además se aplicaron modelos matemáticos para la estimación de



velocidades de corrosión por CO2. (Predict 4.0 y Norsok), comparándolos con

resultados de campo, permitiendo validar los modelo matemático y la certera

predicción de velocidades de corrosión por CO2 a las diferentes condiciones de

operación.

RESULTADOS

Revisión de las variables operacionales

La Planta Compresora Amana esta dividida en dos Fases: Fase I (turbina 1,2 y 3) y

Fase II (turbina 4,5 y 6). Para efectos de la evaluación se considero una turbina de

cada fase (Turbina 1 y 4). La revisión de las variables operacionales del proceso de

compresión (temperatura, presión y flujo) se realizo con una frecuencia semanal, por

un periodo de cuatro meses; de manera tal de estudiar los dos casos. Los datos

fueron tomados del panel de control de la planta, el cual refleja los parámetros

operacionales de los seis (6) trenes de compresión, para cada etapa del proceso. En

la figura 1, se puede observar el esquema de la Planta. y en la figura 2 el esquema

de compresión usado.

Figura 1. Esquema de la Planta Compresora

T-1

T-2

T-3

T-4

T-5

T-6

Cabezal de Succión de baja

Cabezal de Succión de media

Separador450

Separador60

Separador450

Separador60

COAECOTESTBE

COAECOTESTBE

CARITOMUSCARMUSIPAN

MURI

CARITOMUSCARMUSIPAN

MURI

Fuentes de Alimentación

Fase I

Fase II

30”

20”

36”

20”

20”

20”

30”

20”

36”

T-1

T-2

T-3

T-4

T-5

T-6

Cabezal de Succión de baja

Cabezal de Succión de media

Separador450

Separador450

Separador60

Separador60

Separador450

Separador450

Separador60

Separador60

COAECOTESTBE

COAECOTESTBE

CARITOMUSCARMUSIPAN

MURI

CARITOMUSCARMUSIPAN

MURI

Fuentes de Alimentación

Fase I

Fase II

30”

20”

36”

20”

20”

20”

30”

20”

36”

C u p ó n

P R E

I n y e c c ió n

T o m a m u e s t r a

C u e l l o s / a d e c u a r

C u p ó n

P R E

I n y e c c ió n

T o m a m u e s t r a

C u e l l o s / a d e c u a r



Figura 2. Esquema de compresión de la Planta Compresora

En las tabla N 1 se muestran los valores de presión y temperatura, los cuales

aumentan a la salida de cada compresor y disminuyen a la salida de cada enfriador

representando esto el comportamiento regular de operación de la planta,

consecuencia a que cuando el gas pasa por el sistema de compresión se hace

necesario enfriarlo y producto de este enfriamiento hay formación de líquidos

(hidrocarburo y agua) en el gas, y luego para evitar fallas en la siguiente etapa de

compresión se debe someter el gas a un proceso de depuración cumpliendo así con

el esquema de operación de los tres niveles de presión de la planta (180, 450 y

1200) lpcm.

Compresor Compresor 6060--180 180 lpcmlpcm



Enfriador IEnfriador I180 180 lpcmlpcm Enfriador IIEnfriador II

450 450 lpcmlpcmEnfriador III Enfriador III 1200 1200 lpcmlpcm

Línea de campo 450 lpcm

De cabezal De cabezal de succión de succión

60 60 lpcmlpcm

Depurador Depurador 1200 1200 lpcmlpcm







Enfriador IEnfriador I180 180 lpcmlpcm Enfriador IIEnfriador II

450 450 lpcmlpcmEnfriador III Enfriador III 1200 1200 lpcmlpcm

Línea de campo 450 lpcm

De cabezal De cabezal de succión de succión

60 60 lpcmlpcm





P= 200 lpcmT=247 ºF

T=120T=120 ºFºF

P=450 lpcmT=239ºF

T=120T=120 ºFºF

P=1200 lpcmT= 290 ºF

T=120T=120 ºFºF

P=1150P=1150--1290 1290 lpcmlpcm

P= 200 lpcmT=247 ºF

T=120T=120 ºFºF

P=450 lpcmT=239ºF

T=120T=120 ºFºF

P=1200 lpcmT= 290 ºF

T=120T=120 ºFºF

P=1150P=1150--1290 1290 lpcmlpcm

2 5 -O ct 2 8 -O ct 1 4 -N o v 8 -O ct 1 1 -O ct 1 8 -O ct 1 4 -N o v 2 0 -N o v 1 1 -O ct 2 0 -N o v1 8 0 5 7 5 7 5 3 5 7 ,7 5 6 ,6 5 7 5 7 ,4 5 7 ,5 5 4 ,9 5 5 ,24 5 0 2 0 3 2 0 7 2 0 3 2 0 2 ,9 1 9 7 ,5 1 9 8 1 9 9 ,3 2 0 9 ,5 2 1 2 ,7 2 1 7 ,6

1 2 0 0 4 2 5 4 3 7 4 2 3 4 3 9 ,1 4 2 3 ,1 4 1 3 4 2 0 ,1 4 3 0 ,6 4 2 7 ,4 4 3 6 ,51 8 0 2 1 9 2 3 0 2 3 0 2 2 0 ,1 2 1 3 ,1 2 1 3 2 1 5 ,5 2 2 5 ,2 2 1 4 ,3 2 2 1 ,64 5 0 4 3 8 4 5 0 4 4 8 4 4 8 ,1 4 3 1 ,4 4 2 0 4 2 7 ,8 4 3 8 ,9 4 3 4 ,2 4 4 3 ,8

1 2 0 0 1 2 6 0 1 2 5 5 4 3 7 1 2 4 1 ,6 1 2 5 3 ,4 1 2 2 5 1 2 5 1 ,5 1 2 5 7 ,6 1 2 4 0 ,5 1 2 6 3 ,11 8 0 1 1 0 ,1 1 0 1 ,4 1 2 8 ,4 1 0 1 ,7 1 1 6 ,9 1 0 6 ,4 9 6 ,2 9 6 ,3 9 8 9 4 ,24 5 0 1 1 6 ,3 1 1 0 1 1 0 ,8 1 1 8 ,1 1 0 6 ,9 1 0 8 1 0 8 ,8 1 1 4 ,7 1 0 3 ,1 1 1 0

1 2 0 0 1 0 6 ,1 1 0 1 ,8 1 0 5 1 0 6 ,1 9 9 ,2 1 0 1 9 8 ,8 1 0 1 ,3 1 0 2 1 0 2 ,21 8 0 2 5 5 ,8 2 4 9 ,6 2 4 4 ,2 2 2 8 ,7 2 2 3 ,2 2 2 7 2 2 2 ,6 2 2 9 ,1 2 5 0 ,8 2 4 6 ,74 5 0 2 1 6 ,6 2 1 2 2 0 8 ,7 2 1 5 ,7 2 0 5 ,9 2 0 7 2 0 5 ,6 2 1 3 ,8 2 1 2 2 1 5 ,6

1 2 0 0 2 5 8 ,3 2 4 8 ,5 2 5 0 ,2 2 7 2 ,2 2 7 1 ,2 2 7 7 2 6 9 ,4 2 7 2 ,1 2 8 1 ,1 2 7 2 ,61 8 0 3 1 ,9 2 8 ,5 3 4 ,0 4 3 9 ,7 3 9 ,4 3 6 ,9 3 9 ,7 3 8 ,1 6 1 ,3 3 2 ,54 5 0 2 9 ,7 1 2 6 ,9 3 1 ,7 2 3 7 ,5 3 6 ,8 3 5 ,8 3 7 ,4 3 6 ,2 3 2 ,2 3 3

1 2 0 0 7 4 ,0 7 7 2 ,6 7 4 ,6 8 9 3 ,2 8 4 8 2 ,8 8 7 ,5 8 9 ,7 8 1 ,9 8 2

T 3

F lu jo (M M P C N D )

T 1

P e ( lp c m )

P s ( lp cm )

T e (ºF )

T s (ºF )

P a r á m e tr o s N ive l d e P r e s ió n (lp c m )

F a se IT 2



Tabla N 1 Valores de presión y temperatura

El aumento de temperatura experimentado por el gas en cada etapa de compresión

es producto de una mayor actividad e interacción molecular en el gas por efecto de la

compresión sufrida. Cabe destacar que la mayor influencia de la temperatura sobre

el proceso de corrosión interna en las tuberías de la Planta Compresora Amana se

espera en las líneas que se encuentran entre la descarga del turbocompresor y la

descarga de los enfriadores, ya que en este tramo es donde el gas alcanza una

mayor temperatura, y tal como se establece cinéticamente cuando la temperatura de

un proceso aumenta su velocidad incrementa, acelerando de esta manera las

reacciones que dan origen a la corrosión. En la figura 3 se observa el perfil de

temperatura para estos tramos y el tipo de corrosión que se presente según

clasificación hecha por Ikeda.

8-Oct 11-Oct 18-Oct 25-Oct 28-Oct 14-Nov 20-Nov 8-Oct 28-Oct 11-Oct 18-Oct 25-Oct 14-Nov 20-Nov180 54,3 55,1 55 55,2 188,1 54,5 56,4 55,6 55,6 56,6 56,4 55,8 53,9 57,2450 185,2 181,4 180 181 447,9 179,1 184,9 189,6 186,8 192,4 171 191,4 183,1 196,41200 446,4 426,1 415 427,1 1214,5 423,7 434,6 451,2 437,2 422,4 421 430,3 425,8 431,1180 190,7 188,5 186 189,2 29,2 189,1 192 189,1 190,3 196,7 179 199,7 193,6 204,5450 460,3 437,2 427 438,9 29,1 437,2 447 464,1 449,8 435,7 427 438,6 435,6 445,31200 1228,4 1235,4 1216 1216,3 82,7 1235,9 1240,2 1233,8 1216,3 1244,9 1223 1224,5 1249,6 1249,9180 102,8 92,4 93,5 105,2 264 96,9 94,9 101,8 100,1 93,3 94,2 106,3 97,8 95,6450 117,6 101,4 104 112,3 239 110,2 111,9 121,5 116,2 102,7 102 112,8 113,6 110,81200 110,2 99,99 104 107,1 277 100,9 104,7 107,8 106,9 96,9 96,4 102,6 97,8 99,1180 283,4 246,9 251 253,4 59 240,3 259,9 234,8 201,4 244,1 246 248,7 239,1 244,6450 245,5 283,3 238 240,8 180,8 283,3 242,3 248,1 244,7 216 216 222,5 222,5 222,81200 278,5 278 286 281,3 435,9 275,3 280,5 261,8 267,1 272,5 273 273,2 270,3 270,1180 30,5 27,3 28,1 29,2 29,2 32,6 30,1 31 30,1 24 23,4 25,3 28,6 24,8450 31,2 27,5 28,6 28,9 29,1 31,9 30 31,1 30,5 24,8 23,4 24,5 27,9 241200 91,3 77,2 79 77,3 82,7 78,1 82 86,1 80,1 73,6 69 71,1 78,1 73,4

Nivel de Presión(lpcm)

Pe (lpcm)

Ps (lpcm)

Fase IIT4 T5 T6

Te (ºF)

Ts (ºF)

Flujo (MMPCND)

Parámetros

0

5 0

1 0 0

1 5 0

2 0 0

2 5 0

3 0 0

C o m p -En f r .

En f r -D e p .

C o m p -En f r .

En f r -D e p .

C o m p -En f r .

En f r -D e p .

1 8 0 lp c m 4 5 0 lp c m 1 2 0 0 lp c m

Et a p a

Tem

p. (º

F)

C o r r o s ió n U n i f o r m e

C o r r o s ió n lo c a l iz a d a



Figura 3.- Perfil de temperatura para los tramos compresor-enfriador- depurador delos tres niveles de presión de la planta

Segregaciones de gas de entrada a la planta

Con la finalidad de estudiar el comportamiento diario de las segregaciones de gas a

la planta (estaciones de la cual proviene el gas), para cada nivel de presión, se

determinaron diariamente las tasas volumétricas de gas de entrada, para los dos

casos en estudio. Esto se llevo a cabo aplicando una hoja de cálculo de Excel que

permitía realizar los balances de masa, con datos suministrados por el sistema de

base de datos PDVSA CENTINELA GAS.Se aplico una hoja de cálculo de Excel,

donde se introducían valores de flujo total de gas manejado (MMPCND) de 60 y 450

lpcm, de cada una de las Estaciones de Flujo de la zona (Amana, Tejero, Carito,

Muri, Musipan y Santa Bárbara) y de las plantas compresoras (Amana, Tejero y

Muscar) El manejo de la data se proceso partiendo de la premisa que en condiciones

normales el gas proveniente de las Estaciones de Flujo Tejero y Santa Bárbara es

comprimido en la Planta Tejero, el de las Estaciones Amana y Carito en la Planta

Amana y el de las estaciones Muri y Musipan en la Planta Muscar, pero en ocasiones

por flexibilidad operacional o paradas de plantas, las segregaciones de gas de las

estaciones de flujo a las plantas para ambos niveles de presión son redistribuidas

(esto debido a que las plantas se encuentran interconectadas entre si mediante un

sistemas de tuberías), por lo que el balance en la hoja de cálculo se obtuvo siguiendo

la distribución de gas inicial y de acuerdo a cada nivel de presión (60 y 450) lpcm del

gas total de succión manejado por cada planta, con lo cual se determinaba la

cantidad de gas recibido de las estaciones y el excedente de gas de las otras plantas

destinado para la Planta Compresora Amana. Los flujos volumétricos de gas

obtenidos diariamente de la hoja de cálculo se promediaron por semana para luego

visualizar, la tendencia del volumen de gas proveniente de cada estación de flujo por

nivel de presión. A continuación, se presenta los resultados gráficos (Figura. 4)

obtenidos de la hoja de cálculo de los balances de flujo másicos diarios que entraban

a la Planta Compresora Amana proveniente de las Estaciones de Flujo, estos valores

se reflejan en un promedio semanal para cada nivel de presión.



Figura 4.- Promedio de flujo de gas semanal segregado a la Planta Compresora

Amana de las Estaciones de Flujo

Para ambos niveles de presión el mayor volumen de flujo se recibe de la estación

Amana luego Carito, Musipan, Tejero y Santa Bárbara, consideradas condiciones

normales de operación de la planta (Caso I) aunque para el nivel de 450 lpcm se

observan variaciones en el volumen de flujo proveniente de Musipan. Luego durante

la parada de Planta Compresora Muscar , se presentan cambios operacionales para

la Planta Compresora Amana por flexibilidad operacional (Caso II) manteniéndose el

volumen de flujo recibido de las estaciones Amana y Carito, disminuye el volumen de

gas de Musipan para el nivel de 60 lpcm pero aun así sigue siendo mayor que el de

la estación Tejero y Santa Bárbara y para 450 lpcm se observa mayor volumen de

flujo de las estaciones Tejero y Santa Bárbara que de la estación Musipan.

Caracterización del gas en la planta

Para determinar la composición del gas se analizaron en el laboratorio Centro de

Análisis Punta de Mata (CAPDM) dos muestras de gas (Norma ASTM C194501) una

para cada caso en estudio iniciando el primer muestreo correspondiente al Caso I y

el segundo muestreo de gas para el Caso II en estudio, para ambos casos se visito

las áreas operacionales de la planta específicamente: Cabezal de succión 60 y 450

lpcm, Entrada y salida de gas de 60 y 450 lpcm para las Fase I y II, Descarga de gas

0

5

10

15

20

25

30

35

19/09

al 22

/09

23/09

al 29

/09

30/09

al 06

/10

7/10 a

l 13/1

0

14/10

al 20

/10

21/10

al 27

/10

27/10

al 03

/11

4/11a

l 10/1

1

11/11

al 17

/11

Fecha

Volu

men

de

Gas

(M

MPC

ND

)

AM ANA 60 CARITO 60M USIPAN 60 Tejero/Sta. Barbara

0

5

10

15

20

25

30

35

19/09

al 22

/09

23/09

al 29

/09

30/09

al 06

/10

7/10 a

l 13/1

0

14/10

al 20

/10

21/10

al 27

/10

27/10

al 03

/11

4/11a

l 10/1

1

11/11

al 17

/11

Fecha

Volu

men

de

Gas

(M

MPC

ND

)

AM ANA 60 CARITO 60M USIPAN 60 Tejero/Sta. Barbara

0

10

20

30

40

50

60

70

19/09

al 22

/09

23/09

al 29

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al 06

/10

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0

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21/10

al 27

/10

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/11

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l 10/1

1

11/11

al 17

/11

Fecha

Volu

men

de

Gas

(MM

PCN

D)

COA 450 CARITO 450MUSIPAN 450 COT/Sta. Barbara 450

ESTACIÓN DE FLUJO

0

10

20

30

40

50

60

70

19/09

al 22

/09

23/09

al 29

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30/09

al 06

/10

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l 13/1

0

14/10

al 20

/10

21/10

al 27

/10

27/10

al 03

/11

4/11a

l 10/1

1

11/11

al 17

/11

Fecha

Volu

men

de

Gas

(MM

PCN

D)

COA 450 CARITO 450MUSIPAN 450 COT/Sta. Barbara 450

ESTACIÓN DE FLUJO



de 1200 lpcm para Fase I y II de la planta. (No se captaron muestras de gas en las

inter-etapas por falta de facilidades para muestreo)

En la tabla 2 se muestra una tabla resumen de las concentraciones CO2, H2S y

presiones manejadas en cada etapa

Tabla 2.- Tabla resumen presiones de operación, contenido de CO2 y H2S

Se puede observar que para el Caso II en estudio las concentraciones de CO2 y H2S

incrementan para la mayoría de las etapas exceptuando la entrada general de gas a

la planta para ambos niveles de presión, indicativo de que las corrientes de todas las

fuentes de gas que alimentan a la planta, poseen concentraciones de CO2 similares,

lo que significa que la mezcla de estos gases no genera la disminución o incremento

del porcentaje de gas de entrada. Pero es importante tomar en cuenta que el

comportamiento y efecto del CO2 y H2S esta regulado por las condiciones

operacionales (temperatura, presión y flujo), características del metal y de los

productos de corrosión formados pudiendo ser esta la razón del incremento en las

etapas del proceso para el Caso II, lo que indica que para esta fecha se incrementa

teóricamente el ataque corrosivo de estos agentes agresivos para la corrosión en las

secciones de tuberías donde se origine la condensación de agua.

Potencial Corrosivo del gas

Para determinar el potencial corrosivo de las líneas se determinaron las presiones

parciales de CO2 y H2S y la relación de Kane. de cada caso en estudio, aplicando las

siguientes ecuaciones:

P

( lpca)CO2

( %)H2S

(ppm)P

( lpca)CO2 ( %)

H2S (ppm)

62 6,533 51 60,3 7,193 60 443,2 6,192 21 451 7,234 23 60,5 6,648 50 60,5 7,27 61 441,2 6,08 21 440,4 6,504 23 60,5 6,614 51 60,5 6,391 60 455,5 6,045 22 455,5 6,045 22 1215 6,413 24 1181 6,857 35

1243,1 6,274 26 1185 6,731 31

Caso I CASO IIETAPAS

Ent. Gral. 60 psig.Ent. Gral. 450 psig.

Desc.1200 psig Lado EsteDesc. 1200 psig Lado Oeste

Ent. 60 psig. Lado OesteEnt. 450 psig. Lado Oeste

Ent. 60 psig. Lado EsteEnt. 450 psig. Lado Este



PpCO2 = Ptotal * Xmolar CO2 y PpH2s = Ptotal * Xmolar H2S (Ec.1 y 2)

PpCO2 / PpH2S > 200 ( Corrosión predominante para CO2) (Ec. 3)

PpCO2 / PpH2S < 200 (Corrosión Predominante por H2S) (Ec.4)

En la figura 5 y 6 se muestran los resultados que manejan cada una de las fuentes,

en donde, de acuerdo a los cálculos realizados tomando en cuenta el criterio de

KANE1 se indica que el mecanismo de corrosión predominante es por CO2 , Los

resultados del estudio también arrojaron que la corrosión es leve para los niveles de

60 lpcm (IKEDA PpCO2< 7 lpca), moderada para los niveles de 450 lpca (IKEDA Pp

CO2 7-30 lpca) y de forma severa para los niveles de 1200 lpca (IKEDA PpCO2 > 30

lpca ).

Figura 5.- Presiones parciales de CO2 para cada etapa del proceso de compresión

0,00

30,00

60,00

90,00

120,00

150,00

Ent. 6

0 psig

. F-I

Ent. 4

50 ps

ig. F

-I

Ent. 6

0 psig

. F-II

Ent. 4

50 ps

ig. F

-II

Ent. G

ral. 6

0 psig

.

Ent. G

ral. 4

50 ps

ig.

Desc.1

200 p

sig F

-II

Desc.

1200

psig

F-I

Etapas

PpCO2

(lpcm

)

Caso II Caso I

SEVERA

MODERADA

LEVE



Figura 6.- Gráficas de la relación de Kane para cada etapa del proceso de

compresión de los casos en estudio

Potencial corrosivo de los fluidos mediante el análisis de muestras líquidasobtenidas en los equipos de compresión

Con la finalidad de obtener el potencial corrosivo de los fluidos y lograr

reproducibilidad de los resultados se realizaron visitas semanales a las instalaciones

de la planta (para los dos casos en estudio) para la captación de las muestras

líquidas procedentes de la condensación del gas, luego siguiendo con las técnicas y

procedimientos de muestreo se analizaron los parámetros fisicoquímicos,

determinando en sitio (pH2 y conductividad eléctrica) y los restantes: hierro total3,

bicarbonato y cloruro fueron analizados en el laboratorio. Para la interpretación de los

resultados de los análisis se considero el esquema del proceso del sistema de

manejo de líquidos de los depuradores Inter.-etapas mencionado. ya que se presenta

un flujo en cascada en estos equipos donde el líquido del depurador de 1200 lpcm se

retorna a la alimentación del depurador de 450 lpcm y este a su vez al depurador de

180 lpcm. Mediante esto se puede decir que para las turbinas los resultados

obtenidos de los análisis de las muestras líquidas son valores acumulativos de una

etapa de compresión y otra para cada turbina, exceptuando el pH, por lo que para los

0500

10001500200025003000

Ent. 60

psig. F

-I

Ent. 60

psig. F

-II

Ent. G

ral. 6

0 psig.

Ent. 45

0 psig

. F-I

Ent. 45

0 psig

. F-II

Ent. G

ral. 4

50 psig

.

Desc. 1

200 p

sig F-II

Desc. 1

200 p

sig F-I

Etapas

(PpC

O2/

PpH

2S)

Caso I 19/09/02 Caso II 29/10/02



parámetros restantes se realizo un balance iónico de cada elemento, es decir, al

depurador del nivel de 450 lpcm se le resto el valor de 1200 lpcm y al de 180 lpcm el

de 1200 y 450 lpcm, para así obtener el valor puntual correspondiente a cada nivel

de presión.Los parámetros calculados permiten generar una primera aproximación

en relación a la tendencia y severidad de la corrosión, en función del valor límite

establecido en las instalaciones para el control de corrosión pH (6-8), hierro total

(< 20 ppm), conductividad (< 300 µ/cm) y bicarbonato, los resultados se muestran en

la figura 7,8 y 9 se muestran resultados

Figura 7 Gráfico de valores de pH obtenidos de las muestras líquidas analizadas

para cada nivel de presión de la Planta Compresora Amana.

Figura 8 Gráfico de valores de hierro promedios obtenidos de las muestras líquidas

analizadas para cada nivel de presión de la Planta Compresora Amana.

0

2

4

6

8

pH

T1 T2 T4 T5 T6 Succión Fase I

SucciónFase II

Turbinas

Nivel 60 lpcm Nivel 180 lpcm Nivel 450 lpcm Nivel 1200 lpcm

0

20

40

60

80

100

T1 T2 T4 T5 T6 SucciónFase I

SucciónFase II

T urb inasNivel 60 lpcm Nivel 180 lpcm Nivel 450 lpcm Nivel 120



Figura 9 Gráfico concentración de Bicarbonato promedios obtenidas de las muestras

líquidas analizadas para cada nivel de presión de la Planta Compresora Amana

Identificación de los puntos críticos con tendencia a corrosión por CO2

mediante la simulación hidrodinámica del gas en la planta.

Esta etapa consiste en primer lugar en un levantamiento isométrico, el cual

proporciona datos necesarios para la simulación hidrodinámica, de esta simulación

se obtuvieron velocidades de fluido (Líquido y gas), patrones de flujo y puntos de

acumulación de líquidos (hold up). Luego de obtener estos parámetros,

especialmente los puntos de acumulación de líquido, se establecieron los puntos

propensos a corrosión por gases ácidos en los equipos de transporte de gas. La

simulación se realizó con el paquete comercial INPLANT.

Las simulaciones, fueron realizadas con base a las premisas siguientes:

El programa se aplico para los dos casos en estudio

Se simuló facilidades de entrada a la planta y solo un tren de compresión para

cada lado de la planta, es decir, para Fase I (Turbina Nº 1, 2 y 3) se simuló solo la

turbina Nº 2 y Fase II (Turbina Nº 4,5 y 6) solo la Turbina Nº 4, esto debido a que

presentan características de diseño y operación diferentes.

La ecuación de estado utilizada para la simulación de procesos e hidrodinámica

fue, Soave-Redlich-Kwong (SRK)

0

40

80

120

160

T1 T4 T6 SucciónFase II

Tur bi na sNivel 60 lpcm Nivel 180 lpcm Nivel 450 lpcm Nivel 1200 lpcm



El sistema de unidades usado fue una combinación del sistema Británico de

unidades y sistema Internacional de unidades

Se considero como datos de entrada al mismo los valores de presión (lpcm),

temperatura (°F) y flujo (MMPCND) bajo la cual opera la planta, así como las

características físicas de las tuberías (diámetro, longitud) tomados del isométrico

de la planta; características de diseño y operación de los depuradoras,

enfriadores y compresores, esto considerando la secuencia de los equipos de

procesos (depurador - compresor- enfriador) en sus diferentes etapas y

realizando la conversión de datos a las unidades requeridas por el programa.

Siguiendo condiciones de diseño se considero una eficiencia del 75 % para los

compresores y depuradores.

Se utilizaron las características químicas del gas manejado por la planta en sus

dos niveles de alimentación 60 y 450 lpcm, Fase I y II, tomando en cuenta que

estas cromatografías están hechas en base seca, se saturaron de acuerdo a la

presión y temperatura de operación del sistema, con la correlación de R. Bukacek

Se fijaron las condiciones de operación máximas y mínimas de trabajo, indicando

a su vez el índice de tolerancia o convergencia y el número de iteraciones para

obtener las respuestas de la simulación.

Acumulación de líquidos

Los puntos con mayor tendencia a corrosión en el interior de las tuberías, se

determina en este proyecto con los valores de Hold up presentadas en las tablas del

anexo E. Estas áreas están definidas como las zonas de acumulación de líquidos

dentro de las líneas que transportan el gas. Desde el punto de vista de corrosión en

estas zonas existe mayor posibilidad de ataque corrosivos o reacción de los agentes

corrosivos del gas (H2S y CO2) con el agua. Dado que las tuberías tienen diferentes

dimensiones (longitud y diámetro), se hace difícil la comparación de los volúmenes

de líquidos acumulados en cada línea.



Los resultados de acumulación de líquidos y su distribución en la tubería dependen,

entre otras cosas, de las condiciones de operación cambios de presión temperatura

del gas, dirección del flujo en los sistemas de tuberías, y de la topografía del terreno

donde está se halla ubicada. Cabe destacar que no existe un criterio único para

evaluar el efecto de la acumulación de líquidos sobre la velocidad de corrosión,

algunos estudios han determinado que los condensados de hidrocarburos no afectan

de modo, preponderante la velocidad de corrosión, ya que los mismos pueden crear

una capa hidrofóbica protectora sobre la superficie del metal4. Pero sin embargo, el

solo hecho de existir líquido en el interior de las tuberías sugiere la existencia de

condiciones potencialmente corrosivas. De los resultados se observan que para la

turbina Nº 1 en el Caso I el porcentaje de acumulación de líquido es mayor que para

el Caso II, a diferencia de la turbina 4 que la acumulación de líquidos es mayor para

el Caso II en estudio y en cuanto a las facilidades de entrada de 60 lpcm (Fase I y II)

del Caso I se observo acumulación de líquidos y en la fecha del Caso II no se

observan presencia de líquidos. En cuanto a las facilidades de entrada 450 lpcm

(Fase I y II) la que presento acumulación de líquidos para el Caso II en estudio. Con

todo esto se evidencia que la composición del gas y los cambios de segregación

tienen incidencia en las condiciones hidrodinámicas del sistema.

Velocidades superficiales promedio del gas y líquido en la Planta CompresoraAmana

De las gráficas en la figura 10 se puede observar que las velocidades al nivel de

60 lpcm se encuentran todos por encima al valor crítico establecido en la norma

NACE-API MR01755 , el cual establece que el valor límite para que se genere el

fenómeno de corrosión asistida por el fluido en tuberías de aceros al carbón que

transportan gas natural es de 49,21 pie/s aproximadamente, afirmando con esto que

en la etapa de 60 lpcm se esperan problemas de corrosión asistida por el fluido y en

mayor probabilidad para la turbina 1, adicional se señalan los parámetros

operacionales críticos con tendencia a corrosión pudiendo comprobarse que las

velocidades promedio del gas para el nivel de 60 lpcm se encuentran dentro y/o



cerca de los valores críticos con tendencia corrosión (mayor o igual a 56 pie/s), a

diferencia de los niveles de presión (180-450-1200) lpcm, que se encuentran por

debajo de el rango crítico con tendencia a corrosión.

Figura 10.- Velocidades superficiales promedio de gas y líquido y velocidad crítica de

erosión para las facilidades de entrada Casos (I y II) en estudio de la Planta

Compresora Amana

Velocidad superficial promedio del líquido

La velocidad superficial del líquido se considera importante cuando se encuentra por

encima de 33 pie/s, por debajo de este valor no ejerce ninguna influencia en la

velocidad de corrosión, en cambio por encima de el, se incrementa la velocidad de

corrosión debido a la remoción de los productos de corrosión o películas de inhibidor

En el caso de los resultados obtenidos de la simulación hidrodinámica, todos los

valores se encuentran por debajo de este valor, lo que significa que su efecto en la

velocidad de corrosión se considera despreciable. Cabe señalar que esta velocidad

se encuentra referida tanto a los hidrocarburos como al agua presente en el interior

de las tuberías.

Velocidad de erosión

Para determinar el valor límite de velocidad a la cual se produce el proceso de

corrosión/erosión se aplico una ecuación empírica definida por el Instituto Americano

0

2 0

4 0

6 0

8 0

1 0 0

1 2 0

1 4 0

1 6 0

1 8 0

E n t r a d a G r a l . Se p a r a d o r E n t r a d a G r a l . Se p a r a d o r E n t r a d a G r a l . Se p a r a d o r E n t r a d a G r a l . Se p a r a d o r

Se p a r a d o r 6 0 C a b . Su c c i ó n 6 0 Se p a r a d o r C a b . Su c c i ó n 6 0 Se p a r a d o r C a b . Su c c i ó n 4 5 0 Se p a r a d o r C a b . Su c c i ó n 4 5 0

E t a p a s

Velo

cida

d (p

ie/s

)

V e l .G a s ( C a s o I) V e l . L iq u id o ( C a s o I) V e l.d e E r o s ió n ( C a s o I)

V e l .G a s ( C a s o II) V e l . L iq u id o ( C a s o II) V e l.d e E r o s ió n ( C a s o II)

N i v e l 6 0 l p c m F a s e I

N i v e l 6 0 l p c m F a s e I I

N i v e l 4 5 0 l p c m F a s e I

N i v e l 4 5 0 l p c m F a s e I I



de Petróleo6, que permite calcular la velocidad de erosión. Velocidad a la cual la

capa de productos de corrosión que se deposita sobre el metal es desplazado por el

flujo y esta directamente relacionada con la velocidad del fluido y las turbulencias

producidas en el mismo.

Esta se obtuvo partiendo de los valores de velocidad del líquido y gas, densidades y

flujos reportados por el simulador

En las gráficas de velocidades (figuras.10) se comparan las velocidades del líquido y

del gas con las velocidades erosivas del fluido donde de observan que se encuentran

por debajo del valor crítico para erosión en todos los tramos de las etapas de

compresión. Por lo que se puede deducir para que para esta evaluación el fenómeno

erosión/corrosión es de poca importancia y no se debe considerar el efecto del fluido

para la remoción de los productos de corrosión formados. Por otra parte igual que

con la velocidad superficial del líquido este es considerado un valor crítico para

inyección de inhibidor de corrosión, y al encontrarse todas las velocidades por de

bajo de la velocidad de erosión se puede mantener la aplicación del mismo en la

planta sin riesgo a remoción de la película protectora.

Cálculo de las tasas de corrosión por CO2 a las diferentes condiciones deoperación de la planta

Las tasas de corrosión por CO2 en la planta se calcularon usando los modelos

matemáticos: Predict versión 3.0 y Norsok CO2 M-506, los cuales fueron alimentados

con los datos operacionales, cromatografías de la, los parámetros obtenidos a partir

de los análisis de las muestras líquidas, y los resultados de la simulación

hidrodinámica con INPLANT: velocidades superficiales del líquido y del gas,

densidad y viscosidad), para los dos casos

ρCVe = Ec. 5



• Los dos programas fueron alimentados con los mismos datos realizando los

cálculos y conversiones correspondientes según requerimiento de cada

programa, para el uso de ambos se tomaron las siguientes premisas:

El programa se aplico para los casos I y II. en estudio.

Se empleo el programa igual que para la simulación del proceso.

Se considero el mismo porcentaje de CO2 y H2S para cada tramo del proceso de

cada nivel de presión siguiendo el esquema de compresión. Los cuales de tomaron

de las cromatografías de gas hechas para cada caso en estudio

Las variables operacionales (temperatura y presión), velocidades de gas y

líquido y flujos fueron las reportadas por el simulador inplant para cada línea del

proceso de los correspondientes casos en estudio.

Los resultados de velocidad de corrosión se obtuvieron para valores de pH en

campo y los reportados por el programa con inyección continua de inhibidor de

corrosión y sin el.

La diferencia entre un modelo y otro para una misma condición varía

substancialmente haciendo difícil establecer un valor específico puntual a lo largo de

un tramo en la Planta Compresora Amana. Además, es importante considerar que a

pesar de que se tomaron los mismos valores y parámetros para alimentar ambos

programas, el Norsok no incluye el efecto de H2S por lo que las velocidades de

corrosión reportadas por el mismo son solo en base al efecto de corrosión por CO2,

además, no considera velocidades de líquido menores a 1 m/s. De manera tal que

para efectos de cálculo las velocidades por debajo de este valor se consideraron

iguales a 1m/s, a diferencia del programa Predict (punto importante considerar para

efectos de comparar las velocidades arrojadas por ambos programas)

Del Predict se observa que hay tramos donde las velocidades de corrosión

reportadas son iguales acero (Vcorr= 0 mpa) como es el caso del compresor 180

lpcm al enfriador 180 lpm de la Turbina Nº 1, este caso pudiese presentarse debido a

que en ese tramo el flujo es monofásico y las velocidades de líquido son iguales a

cero.



- Del Norsok hay tramos como es el caso (depurador – cabezal de descarga

1200 lpcm) turbina Nº 4 que el programa reporta valores mayores a 20 mpy pero no

un valor puntual por lo que resulta difícil comparar con el Predict

- En los dos programas se puede observar que aunque difieren

considerablemente los valores de velocidad de corrosión (Vcorr) uno del otro, para

ambos la Vcorr incrementa a medida que aumenta la presión total del sistema

encontrándose el mayor valor para la presión de 1200 lpcm. Y según se expresan en

los resultados para un mismo tramo se determina diferentes valores de corrosión

según variación de pH, donde se observa que para todos los casos a menores

valores de pH mayor es la velocidad de corrosión por encontrarse en un medio ácido.

De igual manera se puede apreciar con los dos programas la necesidad de

inyección de inhibidor de corrosión en la planta. En los resultados se expresan las

velocidades de corrosión sin inyección de inhibidor de corrosión y con inyección a un

porcentaje de eficiencia de 75% y 95% respectivamente valores tomados según

experiencias del inhibidor en campo7,8 y se observa la significativa variación para

cada fecha de muestreo de los casos en estudio, reflejando la importancia de utilizar

un inhibidor de corrosión con una elevada eficiencia y aplicación para así mantener la

integridad mecánica de los equipos, tuberías y accesorios prolongando la vida útil de

los mismos. En la gráfica de la figura 11 y 12 se muestran las velocidades de

corrosión por los dos programas, resultado el tramo del enfriador al depurador de la

etapa de 1200 lpcm como el más crítico, se observa que la mayoría de los valores

sin inyección de inhibidote de corrosión se encuentran por encima del límite máximo

permisible (5 mpa), ya que por encima de este valor se considera que los daños por

corrosión y pérdidas de metal serán severos. Además se ve de manifiesto la

disminución de velocidad de corrosión con inyección de inhibidor sobretodo cuando

este tiene una eficiencia del 95%



Figura.11- Velocidades de corrosión reportadas por los programas Predict y Norsok

para las turbina 1 respectivamente

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

Cab

. Suc

c. 6

0-

Dep

.

Dep

-Com

pre.

180

Com

p-Enf

ri 18

0

Enf

ria-D

ep.1

80

Dep

.-Com

p.45

0

Com

p.-E

nfria

. 450

Enf

ria.4

50 P

to li

n.

cam

po

Lin.

Cam

po E

nfr.

450

Enfr.

450

Pto

. de

mez

cla

Uni

on d

os li

neas

Dep

. 450

Dep

.Com

pre.

1200

Com

pre.

Enfri

a.12

00

Enf

ria D

ep.1

200

Dep

. Cab

.

Des

carg

a

Vcorr sin Inhibidor (CASO I) Vcorr con Inhibidor 75% (CASO I)

Vcorr con Inhibidor 95 % (CASO I) Vcorr sin Inhibidor (CASO II)

Vcorr con Inhibidor 75% (CASO II) Vcorr con Inhibidor 95 % (CASO II)

0

5

10

15

20

25

ab. S

ucc.

60-

Dep

.

Dep

-Com

pre.

180

Com

p-En

fri 1

80

Enfri

a-D

ep.1

80

Dep

.-Com

p.45

0

Com

p.-E

nfria

. 450

Cam

po E

nfr.

450

Enfr.

450

Pto

. de

mez

cla

Uni

on d

os lin

eas

Dep

. 450

Dep

.Com

pre.

1200

ompr

e. E

nfria

.120

0

Enfri

a D

ep.1

200

ep. C

ab. D

esca

rga

Vcorr sin Inhibidor (Caso I) Vcorr con Inhibidor 75% (Caso I)Vcorr con Inhibidor 95 % ( Caso I) Vcorr sin Inhibidor (Caso II)

Vcorr con Inhibidor 75% (Caso II) Vcorr con Inhibidor 95 % ( Caso II)



Figura.12- Velocidades de corrosión reportadas por los programas Predict y Norsok

para las turbina 4 respectivamente

Validación de los dos modelos matemáticos

La validación del modelo matemático que determina velocidades de corrosión (Vcorr)

se efectúo cotejando los resultados obtenidos por cada programa (Predict y Norsok)

con los obtenidos en campo medidos a través de probetas de resistencia eléctrica

(PRE). Estos valores según la fecha correspondiente fueron comparados con las

velocidades de corrosión teóricas reportadas por los programas, y se obtuvo el

0

5

10

15

20

25

30

35

Cab. S

ucc.

60 D

ep.

Dep C

ompre

.180

Compr

e.-En

fri.18

0

Enfri

a Dep

.180

Dep.C

ompre

.450

Compr

e. Enfr

ia. 45

0

Enfri

a.450

Pto.

Mez

cla lin

. cam

p

Lin. C

ampo

Enfr

. 450

Enfr.

450 P

to. D

e mez

cla

Union d

os lin

eas D

ep. 4

50

Dep.C

ompre

.120

0

Compr

e. Enfr

ia.12

00

Ent.

Enf.-

Enf.1

200 I

Ent.

Enf.-

Enf.1

200 I

I

Enf.1

200 I

Pto.

de un

ión

Enf.1

200 I

I Pto.

de un

ión

Pto.

de un

ión D

ep.12

00

Dep. C

ab. D

esca

rga

Vcor

r (m

py)


Vcorr con Inhibidor 95 % (CASO I) Vcorr sin Inhibidor (Caso I)

Vcorr con Inhibidor 75% (Caso I) Vcorr con Inhibidor 95 % ( Caso I)

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

Cab. S

ucc.

60 D

ep.

Dep C

ompre

.180

Compr

e.-Enfr

i.180

Enfria

Dep

.180

Dep.C

ompre

.450

Compr

e. Enfr

ia. 45

0

Enfria

.450 P

to. M

ezcla

lin. c

ampo

Lin. C

ampo

Enfr

. 450

Enfr. 4

50 Pto.

De

mezcla

Union d

os lin

eas D

ep. 45

0

Dep.C

ompre

.120

0

Compr

e. Enfr

ia.12

00

Ent. E

nf.-E

nf.120

0 I

Ent. E

nf.-E

nf.120

0 II

Enf.12

00 I P

to.de

unión

Enf.12

00 II

Pto.de

unión

Pto.de

unión

Dep

.1200

Dep. C

ab. D

esca

rga

Vcor

r (m

py)


Vcorr con Inhibidor 95 % (CASO I) Vcorr sin Inhibidor (Caso I)

Vcorr con Inhibidor 75% (Caso I) Vcorr con Inhibidor 95 % ( Caso I)



porcentaje de desviación de cada valor obtenido con respecto al valor real, para así

determinar cual de los dos programas reportaba se acercaba más a la realidad.

Para poder comparar cada modelo con el valor real se tomo en cuenta que los

cálculos teóricos se realizaron para las turbinas Nº 1 y 4 , considerando solo los

valores de velocidad de corrosión (Vcorr) correspondiente a estos equipos además

de las facilidades de entrada a la planta y como el monitoreo de Vcorr por probetas

se realizaba semanalmente se tomo el valor teórico de Vcorr correspondiente al día

más cercano al de muestreo de velocidad real , esto para lograr tener una menor

variación en las condiciones de operación de al momento de determinar un valor y

otro. Y como los programas determinan Vcorr teóricas puntuales se tomaron de estos

los que se encuentran solo en el tramo salida del enfriador al depurador donde se

encuentran ubicadas las PRE y por considerarse el punto más crítico, en lo que

respecta a las facilidades de entrada se consideraron los que se encuentran a la

entrada de cada separador. En las gráficas de las figura 13 y 14 se pueden observar

los resultados obtenidos

Figura 13. Velocidades de corrosión reportadas por los programas Predict, Norsok y

valores de campo con una eficiencia del inhibidor del 95 % para el Caso I en estudio

0

1

2

3

4

5

6

180 lpcm 450 lpcm 1200 lpcm 60 lpcm 180 lpcm 1200 lpcm 60 lpcm 450 lpcm 60 lpcm 450 lpcm

Vcor

r (m

py)

Valor real (Caso I) Predict (Caso I) Norsok (Caso I)

TURBINA Nº 1 TURBINA Nº 4SUCCIÓN

FASE I SUCCIÓNFASE II

0

1

2

3

4

5

6


Vcor

r (m

py)

Valor real (Caso I) Predict (Caso I) Norsok (Caso I)

TURBINA Nº 1 TURBINA Nº 4SUCCIÓN

FASE I SUCCIÓNFASE II



Figura 14. Velocidades de corrosión reportadas por los programas Predict, Norsok y

valores de campo con una eficiencia del inhibidor del 95 % para el Caso II en estudio

En forma general estos resultados se observa que para todos los niveles de presión

de cada una de las etapas (Caso I y II) los valores teóricos que más se acercan al

valor real son los reportados por el programa Predict. Alcanzándose los mayores

valores de velocidad de corrosión para el Caso I en estudio en las facilidades de

entrada (Fase I) al nivel de 60 lpcm.

Con solo estos resultados no se deben descartar la aplicación de los programas

predictivos como herramientas de monitoreo y control de corrosión ya que se debe

considerar que el valor real se ve influenciado por paradas de las maquinas, fallas en

la inyección de química, cambios en las características del gas, etc. Bien se podría

pensar que estas fallas afectan las condiciones operacionales y están son las que se

usaron para alimentar el programa, de manera tal que para evitar estas interrogantes

es conveniente realizar el monitoreo de los parámetros que alimentaran el programa

de manera simultánea con la medición de probetas de resistencia eléctrica y así

evitar variaciones y poder asegurar que los resultados serán más reales.

0

1

2

3

4

5

6


Vcor

r (m

py)

Valor real (CasoII) Predict (Caso II) Norsok (Caso II)

TURBINA Nº 1 TURBINA Nº 4 SUCCIÓNFASE I

SUCCIÓNFASE II

0

1

2

3

4

5

6


Vcor

r (m

py)

Valor real (CasoII) Predict (Caso II) Norsok (Caso II)

TURBINA Nº 1 TURBINA Nº 4 SUCCIÓNFASE I

SUCCIÓNFASE II



CONCLUSIONES

1. El mecanismo de corrosión predominante según ecuación de Kane en la Planta

Compresora Amana del Distrito Norte es corrosión por Dióxido de carbono (CO2),

2. El caso II resulto con tendencias más corrosivas para el nivel de 1200 psi.

3. Según análisis de parámetros fisicoquímicos (pH, Fe, HCO3-, Cl-) los líquidos que

se manejan en la Planta Compresora Amana son de alta tendencia corrosiva.

4. Los puntos críticos con tendencia a corrosión son las descargas de los

enfriadores de la planta por presentar mayor acumulación de líquidos.

5. El patrón de flujo existente en las líneas de la Planta Compresora Amana es de

tipo estratificado.

6. Al considerar aplicación de tratamiento anticorrosivo con eficiencias mayores al

95% disminuyen los valores de velocidad de corrosión reportados por los

programas.

7. Los resultados emitidos por el programa PREDICT resultaron con menor

desviación con respecto al valor real.

RECOMENDACIONES

Continuar con los sistemas de monitoreo de corrosión por medio de los métodos:

cupones de pérdida de peso, probetas de resistencia eléctrica, determinación de

hierro a través de balances siguiendo el esquema de depuración del proceso de la

planta.

En los análisis de las muestras líquidas se debe considerar el sistema de flujo en

cascada de los líquidos (hidrocarburo y agua) de los depuradores, para que así el

monitoreo de corrosión por medio de las muestres líquidas resulte más confiable.

Verificar los equipos en campo para monitoreo de presión, temperatura y flujo de

la planta ya que estos reportan en ocasiones valores errados.

Mantener la inyección continua de inhibidor de corrosión en cada una de las

etapas (baja, media, alta y descarga) de la Planta Compresora Amana del Distrito

Norte.



Para futuras validaciones del los programas en estudio se debe considerar la

mayor cantidad de parámetros posibles y que los valores reales de velocidad de

corrosión y los requeridos para el programa se tomen de manera simultanea para así

asegurar una mayor confiabilidad de los datos.

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

1. Kane,R.D, “ Good Corrosion Control Strategies Maximize Return”, PetroleumEngineer International, Vol 67,p.53,(1995)

2. ASTM D 1068-03, “Standard Test Methods for Iron in Water”. ASTM

International. (2003).3. ASTM D 1293-99, “Standard Test Methods for pH of Water”. ASTM

International. (1999).4. INTEVEP, S.A., “ Estudio del Potencial Corrosivo en Líneas de Recolección del

Norte de Monagas ( Parte I)”, Documento Técnico INT-STE-01239,97;Los Teques,Mayo (1997)

5. NACE Standard MR0175-94 - Sulfide Stress Cracking resistant metallic material

for oilfield equipment”, NACE International, Houston, (1994).

6. API Standard RP-14E, “ API Recomended practice for desing and istallation of

offshore production platform piping systems”,American Petroleum Institute,washington,DC7. Jacobs, T., “ Evaluación del alcance de la corrosividad del gas alimentado a la

Planta Compresora Amana y Determinación de medidas preventivas”, InfromeTécnico 95P952-SM-95-01, Puerto la Cruz, Agosto (1995)

8. Rodríguez, A. “Predicción de la velocidad de corrosión a partir de las

correlaciones de Dewaard y Millians en planta Compresora Muscar PDVSA Punta de

Mata”, realizado en PDVSA Oriente, Tesis de Grado, UNEXPO, Octubre (2002)

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