#2 corrosión
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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
9 November 2005R. Tapia
Corrosión TenarisSiderca 3
Contenido
Conceptos básicos de Corrosión
Corrosión por H2S
Corrosión por Micro-organismos
Corrosión por CO2
Predictores de Corrosión
Optimización de Materiales en Campo
9 November 2005R. Tapia
Corrosión TenarisSiderca 4
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.
Conceptos básicos de Corrosión
Definición:
9 November 2005R. Tapia
Corrosión TenarisSiderca 5
ZONAS ANÓDICAS Y CATÓDICAS DISTRIBUIDAS EN DIFERENTES METALES
(HIERRO) (COBRE)
Conceptos básicos de Corrosión
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)
9 November 2005R. Tapia
Corrosión TenarisSiderca 6
C
CA
CA
A
A
C
C
A
AA
C
ZONAS ANÓDICAS Y CATÓDICAS DISTRIBUIDAS EN EL MISMO METAL
LINEPIPE
I
I I
I
Conceptos básicos de Corrosión
Proceso corrosivo:
9 November 2005R. Tapia
Corrosión TenarisSiderca 7
rrR= Resistencia del sistema al flujo de corriente
∆V= Potencial del cátodo-Potencial del ánodo
+ -
I= velocidad de corrosión SIMPLE LEY DE OHM
Polarización
Conceptos básicos de Corrosión
Circuito equivalente:
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Corrosión TenarisSiderca 8
SOLUCIONM
ETAL
H
HH+
H+HH+
H+
SOLUCION
META
L
Coating
H+
H+
H+
H+
Poros
Conceptos básicos de Corrosión
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Corrosión TenarisSiderca 9
Ampollado
Uniforme
GalvánicaActivo Noble
“Crevice”
Picado
Fallas por H2
Fisurado
Corrosión - Erosión
Cavitación
Corrosión asistida por
Fricción (Freetting)
Conceptos básicos de Corrosión
Formas de ataque corrosivo:
9 November 2005R. Tapia
Corrosión TenarisSiderca 10
CORROSIÓN GENERALIZADA: Puede ser tolerada en el tiempo
Conceptos básicos de Corrosión
Posibilidades de predecir:
Velocidadde corrosión
(mpy)
Tiempo
Posibilidadde extrapolación
Dificultad paraextrapolar
valores
9 November 2005R. Tapia
Corrosión TenarisSiderca 11
CORROSIÓN LOCALIZADA
PICADO-CREVICE
FISURACIÓN
Evitar
Nunca permitír
FALLAS CATASTRÓFICAS
PINCHADURAS
Conceptos básicos de Corrosión
9 November 2005R. Tapia
Corrosión TenarisSiderca 12
Contenido
Conceptos básicos de Corrosión
Corrosión por H2S
Corrosión por Micro-organismos
Corrosión por CO2
Predictores de Corrosión
Optimización de Materiales en Campo
9 November 2005R. Tapia
Corrosión TenarisSiderca 13
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:
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Corrosión TenarisSiderca 14
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:
9 November 2005R. Tapia
Corrosión TenarisSiderca 15
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:
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Corrosión TenarisSiderca 16
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:
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Corrosión TenarisSiderca 17
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:
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Corrosión TenarisSiderca 18
pH
TensionAplicada+Residual
Temperatura
MATERIAL SUSCEPTIBLE
SSC
Corrosión por H2S
Factores involucrados en Fallas Catastróficas:
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Corrosión TenarisSiderca 19
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:
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Corrosión TenarisSiderca 20
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:
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Corrosión TenarisSiderca 21
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:
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Corrosión TenarisSiderca 22
BLISTERING
Fisuración sin tensión
HIC-SWC (Fallas)
Corrosión por H2S
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Corrosión TenarisSiderca 23
SSC
SOHIC
Corrosión por H2S
Fisuración:
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Corrosión TenarisSiderca 24
Contenido
Conceptos básicos de Corrosión
Corrosión por H2S
Corrosión por Micro-organismos
Corrosión por CO2
Predictores de Corrosión
Optimización de Materiales en Campo
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Corrosión TenarisSiderca 25
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
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Corrosión TenarisSiderca 26
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:
Corrosión por micro-organismos
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Corrosión TenarisSiderca 27
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:
Corrosión por micro-organismos
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Corrosión TenarisSiderca 28
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:
Corrosión por micro-organismos
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Corrosión TenarisSiderca 29
En la decada del 90
ØSe comienza a muestrear el biofilmØSe desarrollan técnicas electroquímicas (microelectrodos)
Formación de biopelículas:
Corrosión por micro-organismos
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Corrosión TenarisSiderca 30
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:
Corrosión por micro-organismos
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Corrosión TenarisSiderca 31
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:
Corrosión por micro-organismos
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Corrosión TenarisSiderca 32
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:
Corrosión por micro-organismos
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Corrosión TenarisSiderca 33
DEPOSITOS NEGRO: Bacterias sulfatos reductoras (BSR)
DEPOSITOS NARANJA: Bacterias oxidantes del Fe (Gallionella)
Identificación de bio-corrosión:
Corrosión por micro-organismos
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Corrosión TenarisSiderca 34
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
Corrosión por micro-organismos
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Corrosión TenarisSiderca 35
Contenido
Conceptos básicos de Corrosión
Corrosión por H2S
Corrosión por Micro-organismos
Corrosión por CO2
Predictores de Corrosión
Optimización de Materiales en Campo
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Corrosión TenarisSiderca 36
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:
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Corrosión TenarisSiderca 37
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
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Corrosión TenarisSiderca 38
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
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Corrosión TenarisSiderca 39
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
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Corrosión TenarisSiderca 40
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
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Corrosión TenarisSiderca 41
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
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Corrosión TenarisSiderca 42
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
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Corrosión TenarisSiderca 43
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
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Corrosión TenarisSiderca 44
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
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Corrosión TenarisSiderca 45
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
9 November 2005R. Tapia
Corrosión TenarisSiderca 46
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
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Corrosión TenarisSiderca 47
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
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Corrosión TenarisSiderca 48
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
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Corrosión TenarisSiderca 49
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
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Corrosión TenarisSiderca 50
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
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Corrosión TenarisSiderca 51
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
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Corrosión TenarisSiderca 52
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
9 November 2005R. Tapia
Corrosión TenarisSiderca 53
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
9 November 2005R. Tapia
Corrosión TenarisSiderca 54
Contenido
Conceptos básicos de Corrosión
Corrosión por H2S
Corrosión por Micro-organismos
Corrosión por CO2
Predictores de Corrosión
Optimización de Materiales en Campo
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Corrosión TenarisSiderca 55
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
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Corrosión TenarisSiderca 56
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
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Corrosión TenarisSiderca 57
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
9 November 2005R. Tapia
Corrosión TenarisSiderca 58
Contenido
Conceptos básicos de Corrosión
Corrosión por H2S
Corrosión por Micro-organismos
Corrosión por CO2
Predictores de Corrosión
Optimización de Materiales en Campo
9 November 2005R. Tapia
Corrosión TenarisSiderca 59
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
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Corrosión TenarisSiderca 60
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
Optimización de Materiales
9 November 2005R. Tapia
Corrosión TenarisSiderca 61
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
Optimización de Materiales
9 November 2005R. Tapia
Corrosión TenarisSiderca 62
Identificación por localización de la falla:También:
Sistema de Pozos surgentesBombeo PCPBombeo ElectrosumergiblePozos Inyectores
Optimización de Materiales
9 November 2005R. Tapia
Corrosión TenarisSiderca 63
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”
Optimización de Materiales
9 November 2005R. Tapia
Corrosión TenarisSiderca 64
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
Optimización de Materiales
9 November 2005R. Tapia
Corrosión TenarisSiderca 65
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
Optimización de Materiales
9 November 2005R. Tapia
Corrosión TenarisSiderca 66
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
Optimización de Materiales
9 November 2005R. Tapia
Corrosión TenarisSiderca 67
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.)
Optimización de Materiales
9 November 2005R. Tapia
Corrosión TenarisSiderca 68
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.)
Optimización de Materiales
9 November 2005R. Tapia
Corrosión TenarisSiderca 69
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
Optimización de Materiales
9 November 2005R. Tapia
Corrosión TenarisSiderca 70
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)
Optimización de Materiales
9 November 2005R. Tapia
Corrosión TenarisSiderca 71
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
Optimización de Materiales
9 November 2005R. Tapia
Corrosión TenarisSiderca 72
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)
Optimización de Materiales
9 November 2005R. Tapia
Corrosión TenarisSiderca 73
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
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Corrosión TenarisSiderca 74
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:
Optimización de MaterialesCaso Práctico I: Line Pipe
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Corrosión TenarisSiderca 75
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
r-0
2
May-0
2
Jun
-02
Jul-
02
Ag
o-0
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
Optimización de MaterialesCaso Práctico I: Line Pipe
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Corrosión TenarisSiderca 76
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
Optimización de MaterialesCaso Práctico I: Line Pipe
9 November 2005R. Tapia
Corrosión TenarisSiderca 77
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
Optimización de MaterialesCaso Práctico I: Line Pipe
9 November 2005R. Tapia
Corrosión TenarisSiderca 78
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)
Optimización de MaterialesCaso Práctico I: Line Pipe
9 November 2005R. Tapia
Corrosión TenarisSiderca 79
• 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
Optimización de MaterialesCaso Práctico I: Line Pipe
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Corrosión TenarisSiderca 80
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
Optimización de MaterialesCaso Práctico I: Line Pipe
9 November 2005R. Tapia
Corrosión TenarisSiderca 81
$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
Optimización de MaterialesCaso Práctico I: Line Pipe
9 November 2005R. Tapia
Corrosión TenarisSiderca 82
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
Optimización de MaterialesCaso Práctico I: Line Pipe
9 November 2005R. Tapia
Corrosión TenarisSiderca 83
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
Optimización de MaterialesCaso Práctico I: Line Pipe
9 November 2005R. Tapia
Corrosión TenarisSiderca 84
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
9 November 2005R. Tapia
Corrosión TenarisSiderca 85
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):
Optimización de MaterialesCaso Práctico II: Tubing y Varillas
9 November 2005R. Tapia
Corrosión TenarisSiderca 86
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
Optimización de MaterialesCaso Práctico II: Tubing y Varillas
9 November 2005R. Tapia
Corrosión TenarisSiderca 87
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
Optimización de MaterialesCaso Práctico II: Tubing y Varillas
9 November 2005R. Tapia
Corrosión TenarisSiderca 88
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
Optimización de MaterialesCaso Práctico II: Tubing y Varillas
9 November 2005R. Tapia
Corrosión TenarisSiderca 89
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
Optimización de MaterialesCaso Práctico II: Tubing y Varillas
9 November 2005R. Tapia
Corrosión TenarisSiderca 90
Resultados (Indice de Pulling Tubing):
Yacimiento El Huemul - Período 1999-2004
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
Optimización de MaterialesCaso Práctico II: Tubing y Varillas
9 November 2005R. Tapia
Corrosión TenarisSiderca 91
Resultados (Repetición de Fallas por pozo):
Yacimiento El Huemul - Período 1999-2004
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
Optimización de MaterialesCaso Práctico II: Tubing y Varillas
9 November 2005R. Tapia
Corrosión TenarisSiderca 92
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
9 November 2005R. Tapia
Corrosión TenarisSiderca 93
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
Optimización de MaterialesCaso Práctico III: Tubing y Varillas
9 November 2005R. Tapia
Corrosión TenarisSiderca 94
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)
Optimización de MaterialesCaso Práctico III: Tubing y Varillas
9 November 2005R. Tapia
Corrosión TenarisSiderca 95
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
Optimización de MaterialesCaso Práctico III: Tubing y Varillas
9 November 2005R. Tapia
Corrosión TenarisSiderca 96
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.
Optimización de MaterialesCaso Práctico III: Tubing y Varillas
9 November 2005R. Tapia
Corrosión TenarisSiderca 97
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.
Optimización de MaterialesCaso Práctico III: Tubing y Varillas
9 November 2005R. Tapia
Corrosión TenarisSiderca 98
OIL + H2O
CAMPO
HORNO DE CULTIVO
PLANTA AGUA
PLANTA
DESHIDRATADORA
OILH2O
H2O
H2O
Acueductos Oleoductos
Químicos
Optimización de Materiales
9 November 2005R. Tapia
Corrosión TenarisSiderca 99
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.
Optimización de Materiales
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