fallas en varillas de bombeo pcp

8/13/2019 Fallas en Varillas de Bombeo PCP

1/52

INDICE

Introduccin.

Parte I. Fallas Mecnicas

Fallas Mecnicas.Prevencin de las Fallas Mecnicas.

Defectos de Fabricacin.

Parte II. Corrosin

Los Costos de la Corrosin.

Fallas por Corrosin.

Tcnicas para Predecir la Corrosin.

Mtodos de Control.

Parte III.

Anlisis de Falla.

Siderca Varillas de Bombeo.Referencias.

Introduccin

La frecuencia de las fallas producidas en las varillas de bombeo varan de pozo a pozo,

sin embargo, es comn que las mismas se produzcan al menos una vez al ao. Un

estudio estadstico realizado en Estados Unidos indica que las fallas producidas en las

varillas de bombeo cuestan aproximadamente 780 millones de dlares anuales solo en

los Estados Unidos y sin incluir el valor de la produccin que ha sido postergada por 2-4

das.

Las sartas de varillas de bombeo adecuadamente diseadas, construidas siguiendo las

recomendaciones del fabricante, puestas en operacin con el procedimiento correcto,

operadas adecuadamente y trabajando en pozos cuyas condiciones corrosivas estn

controladas, deberan tener una vida de servicio larga, satisfactoria y econmica. De

hecho, cuando se toman todas las precauciones posibles, la incidencia de las fallas se

reduce significativamente.

1

TDA SUPPLY & SERVICEAL SERVICIO DE LA INGENIERA COLOMBIANACra 106 N. 15-25 Int 63B Mz 9 ZF PBX: 4046767

www.tdasupplyservice.com


2/52

En las siguientes pginas se describirn los tipos de falla ms comunes de las varillas de

bombeo as como los mtodos recomendados para su control.

Indice

Fallas Mecnicas

Introduccin

Mecanismo de Fallas Mecnicas

Indice

Introduccin

Las fallas de las varillas de bombeo resultan costosas porque la sarta debe ser removida

y desarmada para llegar al lugar de la falla y, luego, ser rearmada. En consecuencia, la

pesca de varillas conduce al cese de la produccin por un lapso de 3 o 4 das. Los pozos

con poca produccin tal vez no puedan producir lo suficiente como para compensar los

costos de fallas frecuentes. An en el caso contrario, el cese constante de la actividad

implica menor ganancia econmica de la que se tendra sin cese.

Algo que sucede comnmente es que luego de reemplazar una seccin de varillas que ha

estado fallando continuamente, los problemas aparecen en otra seccin de la sarta,

generalmente en las varillas del dimetro siguiente. Cuando estas varillas se rompen,

tambin daan la seccin que se acaba de reemplazar.

En consecuencia, el control y minimizacin de las fallas de cualquier tipo es un factor

clave. La correcta clasificacin de las fallas y la determinacin de las causas de las

mismas es el primer paso en la toma de medidas correctivas.

Fallas Mecnicas

Mecanismos de Falla Mecnica

Fallas por Tensin

Fallas por fatiga

Fallas Mecnicas

Indice

2




3/52

El movimiento de bombeo se caracteriza por ciclos de carga que afectan a toda la sarta

de varillas y a cada varilla individualmente. En cada ciclo completo, las varillas se

encuentran sometidas a diferentes de tensiones por aceleracin, desaceleracin yalargamiento elstico, lo que puede derivar en fallas producidas por tensin o fatiga.

Fallas por Tensin (traccin)

Las fallas por tensin ocurren cuando la carga aplicada excede la resistencia a la

tensin de la varilla. Esta carga se concentra en un punto especfico dando lugar

a la reduccin de la seccin transversal y, en consecuencia, a la fractura. Este

fenmeno solo sucede cuando se aplica demasiada carga en la sarta de varillas,

por ejemplo, al tratar de retirar una bomba atascada. Inicialmente, la tensin de

la varilla produce su alargamiento elstico pero, si la tensin aumenta hastasuperar el lmite elstico del material, la varilla sufrir de deformacin

permanente. El dimetro se reducir hasta que la varilla se rompa. La fractura

tpica por tensin es cnica y en ngulo de 45 respecto al esfuerzo aplicado. Las

siguientes imgenes muestran la apariencia tpica de las fallas por tensin.

Rotura por traccin,morfologa tipo copa ycono

Mecanismos de Fallas Mecnicas

Indice

Fallas por Fatiga

Introduccin

Fallas de las Conexiones

Fallas en Cuplas

Fallas en el cuerpo

Mecanismos de Fallas Mecnicas Indice

3




4/52

Introduccin

Las fracturas por fatiga son fcilmente identificables. A diferencia de las fallaspor tensin, este tipo de rotura no implica el alargue del cuerpo de la varilla ni la

reduccin de dimetro.

Las fallas por fatiga son progresivas y comienzan como pequeas grietas que

crecen bajo la accin de las tensiones cclicas. Inicialmente, las grietas se

propagan lentamente dando por resultado una zona suave, pulida, luego se

aceleran generando una zona de textura granular. Por ltimo, se produce el

desgarro con rotura dctil y bordes a 45 como puede verse en las siguientes

imgenes.

Los esfuerzos asociados a este tipo de falla tienen un valor mximo menor que la

resistencia a la tensin del acero de la varilla de bombeo. Las fallas por fatiga

son siempre iniciadas por los llamados concentradores de tensin que no son

ms que discontinuidades, visibles o no, de la superficie de las varillas, por

ejemplo, pits de corrosin, grietas, marcas y desgaste. Las fallas de fatiga

otorgan a la superficie de fractura caractersticas propias, como estras y

marcas de playa (en forma de ondas), que sirven para identificar la ubicacin

de los concentradores de tensin. Las estras son marcas paralelas a la direccin

general del crecimiento de la grieta que resultan de la interseccin y conexin demltiples grietas y conducen al punto de inicio de la falla. Las marcas de playa

indican la posicin sucesiva de la grieta por fatiga y son anillos elpticos o semi-

elpticos.

Las fallas por fatiga se dividen en distintas clases:

Roturas en conexiones (pines y cuplas): Fallas por exceso o insuficiencia de

torque o por desajuste.

Roturas en Cuplas: Fallas por fatiga pura.

Roturas en cuerpo: Fallas por dao superficial, pandeo o flexin.

Roturas por corrosin fatiga (ver Formas de Corrosin)

4




5/52

Fallas en Conexiones

Tanto el pin como la cupla son

susceptibles a fallar por fatiga porque

ambas zonas roscadas funcionan como

concentradores de tensin. La figura a

la izquierda muestra la distribucin de

las tensiones mecnicas en las partes de

una conexin tpica.

El torque genera una gran fuerza de

contacto entre pin y cupla que acta

sobre la superficie metlica de ambosaumentando la tensin local. Luego de

que la sarta es puesta en

funcionamiento, la carga acta

directamente sobre las conexiones

adicionando tensin.

Los diagramas de tensin efectiva de von Mises sirven para identificar las

regiones en tensin y compresin. Estos datos son tiles para localizar las zonas

con probabilidad de fallar. La siguiente figura muestra las distribuciones von

Mises (ksi) en una conexin con una cupla 7/8API Standard sin carga axial, en

mxima compresin (-5ksi) y en mxima tensin (40ksi) respectivamente.

5




6/52

P

ara proporcionar una unin firme, la parte roscada del pin debe siempre

permanecer en contacto con la cupla. La mayora de las fallas en las conexiones

ocurren debido a la prdida de apriete. Generalmente, la falla se produce en el

primer filete del pin y en el ltimo engarzado en la cupla. Adems, el deterioro

puede aumentar si ingresan fluidos corrosivos a la unin floja. El roscado

insuficiente puede causar la falta de contacto entre varilla y cupla haciendo que

parte del pin sea sometido a flexin mientras el resto permanece rgido. La

superficie tpica de este tipo de falla presenta una pequea zona de fractura

inicial, otra de desgarramiento por tensin y el desgarramiento final que abarcala superficie restante de la fractura. En contra partida, tambin puede producirse

6




7/52

hidrulicas doblar los pines blandos dando por resultado

ida de ajuste, la falla puede producirse por corrosin, desgaste

y dao mecnico.

fotografa muestra la falla de un pin por sobretorque.

dao por apretar demasiado la conexin. Las cuplas de pequeo dimetro son

ms susceptibles a este tipo de dao que las de dimetro grande. El apriete

excesivo con llaves

fallas por tensin.La fractura del pin puede ocurrir en distintos lugares segn el grado de ajuste de

la unin. La imagen inferior muestra los lugares de falla de pin y cupla y la

causa de las mismas. Como puede verse, las fallas ms comunes del pin se deben

a sobretorque y a prdida de ajuste. En el caso de las cuplas, adems de

sobretorque y prd

La siguiente

Estrechamiento del desahogo desca o cuello del pinro

Espejo marcado con escaln de sobretorque

7




8/52

Las imgenes a continuacin son ejemplos de cuplas y un pin que fallaron

debido a la falta de torque

Fallas por Fatiga

Rotura de Cuplas

La fatiga del material es la causa

exclusiva de las fracturas producidas

en las cuplas y la falla comienza,

comnmente, en el interior de lasmismas debido a la prdida de ajuste

y a la flexin asociada al desajuste. La falla comienza en un concentrador de

tensiones y progresa en ngulo recto respecto al eje de la cupla. Las fallas

iniciadas en la cara exterior de la cupla estn producidas por concentradores de

tensiones tales como pits de corrosin, desgaste o dao mecnico.

Las siguientes fotos muestran la superficie de fractura por fatiga iniciada en el

interior de una cupla en coincidencia con el punto de mayor concentracin del

esfuerzo, valle de la ltima rosca. Se distingue claramente la zona de

propagacin lenta de textura fina, donde se pueden apreciar las marcas de playa,

una zona de propagacin rpida de textura granular y la zona de desgarro final

con rotura dctil y bordes a 45. No se observan pits de corrosin en la zona deinicio de falla ni en los fondos de los filetes contiguos.

Marcas

de playa

Zona deinicio de la

8




9/52

Fallas por Fatiga

Roturas en el cuerpo

La fallas mecnicas por fatiga del cuerpo de las varillas de bombeo se clasifican

segn la causa de la misma: dao superficial, flexin o pandeo.

El tipo ms comn de dao sobre la superficie del cuerpo ocurre a partir de

marcas producidas por herramientas, el golpe contra otras varillas o el mal

manipuleo. Los daos superficiales aumentan los esfuerzos durante las cargas

aplicadas y, en consecuencia, la posibilidad de fallar. Se debe tener cuidado enevitar todo contacto de metal con metal que resulte en abolladuras o marcas.

Nunca se debe levantar o tender en el piso ms de una varilla de bombeo.

Tampoco se debe calentar y martillar las conexiones para aflojarlas. La siguiente

fotografa muestra la falla de una varilla de bombeo por fatiga a partir de una

incisin transversal producida mecnicamente.

La fractura se produjo entre una cara del cuadrante

y la parte cncava que lleva al Df. Se distinguen

dos planos de rotura, uno de los cuales muestra

varios puntos de inicio. Tambin pueden

apreciarse una zona de propagacin lenta

aterciopelada, una zona granular de propagacin

ms rpida y una zona de desgarro dctil a 45. Es

muy probable que la incisin de origen mecnico

se haya producido con la llave de torque.

En el caso de producirse pandeo debido a fuerzas de compresin, el reaconvexa del cuerpo de la varilla permanecer en esa posicin mientras toda la

tensin se concentra en la zona cncava. El lugar sobrecargado acta como un

tpico concentrador de tensiones y las grietas debidas a la fatiga no tardan en

aparecer.

La rotura de la varilla de las siguientes figuras se produjo puramente por fatiga,

no existen pits de corrosin en su superficie. El origen de la falla fue la

tendencia al buckling (pandeo)

debido a cargas compresivas.

9




10/52

alla de ese tipo.

o concentradores de tensin.

La compresin se pone en evidencia por el roce de la cara opuesta al inicio de la falla,

con el interior del tubing. El frente de rotura muestra claramente la zona de inicio con

propagacin lenta (superficie aterciopelada), la zona granular con propagacin ms

rpida y, finalmente, el desgarro de rotura dctil, con salida a 45.

Las fallas de fatiga tambin pueden ocurrir, por ejemplo, por la flexin debida al

movimiento lateral constante durante el ciclo de bombeo. La flexin produce

endurecimiento en la varilla generando la aparicin de concentradores de

tensin, pequeas grietas a lo largo de la superficie de la varilla. Las fallas de

fatiga por flexin pueden ser identificadas porque la fractura sucede en un

ngulo diferente a los 90 del eje del cuerpo de varilla. Por lo general, mientras

mayor sea el ngulo de flexin del cuerpo de la varilla, ms complicado ser el

aspecto en las superficies de fracturas. La falla de fatiga por flexin

unidireccional puede identificarse por laapariencia en forma de puntas salientes

que presenta la superficie de la fractura.

Estas caractersticas indican

desgarramiento bajo cargas compresivas,

resultado directo de los esfuerzos de

flexin unidireccional. Las fotografas

que se encuentran a continuacin ilustran

u

n

a

f

En las inmediaciones del inicio de la

falla se puede ver un gran desgaste

localizado debido al roce con el tubing.

Esto evidencia la presencia de cargas

compresivas que dieron lugar al pandeo

de la varilla y a la sobresolicitacin. En la zona cercana a la rotura no se

observan ni macro-inclusiones ni pits de corrosin ni incisiones mecnicas que

pudieran haber actuado com

El roce de las varillas con el tubing produce el desgaste de la superficie de la

misma. Este rozamiento, por lo general, indica desviaciones de pozo o pozo mal

anclado.

Las varillas recubiertas pueden someterse a tensiones mayores que las varillas

sin recubrir. Sin embargo, los revestimientos quebradizos pueden romperse y

esto reducira la resistencia a la fatiga en comparacin con las varillas no

revestidas. Por otro lado, la fuerza de adherencia entre recubrimiento y varilla es

un factor limitante de la performance y debe tenerse cuidado si la varilla se

encuentra sometida a cargas muy elevadas. Las siguientes fotos ilustran las

zonas de desprendimiento del revestimiento del bronce al aluminio causado por

el rozamiento de las varillas de bombeo con la pared interna del tubing. Elcontacto entre varillas y tubing se produjo gracias a cargas compresivas y

10




11/52

flexin lateral. El uso de centralizadores no fue suficiente para evitar dicho roce.

En algunas zonas sin revestimiento se observan pits de corrosin sulfhdrica

transversales a la orientacin del esfuerzo.

Pits de

Corrosin

Fallas por Fatiga

Mecanismo de Fallas Mecnicas

Indice

Prevencin de las Fallas Mecnicas

Indice

La prevencin de fallas mecnicas de las varillas de bombeo comienza con el diseo. El

diseador determina con que profundidad, tamao de tubing, volumen de fluido,

configuracin de la bomba, velocidad de bombeo y sarta de varillas, entre otras cosas,se va a operar. Las varillas de bombeo y las barras de peso son los componentes

principales del sistema de bombeo y, adems de ser capaces de soportar las fuerzas

relacionadas con el bombeo, cada varilla debe ser lo suficientemente fuerte como para

tolerar el peso de las que se encuentran debajo de ella. La sarta de varillas debe trasladar

la fuerza de bombeo hacia arriba y hacia abajo. Durante el golpe ascendente, el total de

las varillas se encuentra tensionado. Si el peso de la sarta supera la fuerza de bombeo

necesaria en el golpe descendente, como normalmente lo hace, las varillas superiores

estarn en tensin pero las varillas inferiores estarn en compresin y puede producirse

pandeo (buckling). Para mantener la sarta de varillas derecha y en tensin a lo largo del

ciclo de bombeo, debe colocarse sobre la bomba una larga seccin de barras de peso

capaces de mantener a la sarta en tensin y de resistir el pandeo.

11




12/52

El tamao y la seleccin de los grados del acero dependen de muchos factores

incluyendo el pronstico de esfuerzos mximos, rangos de esfuerzos y ambientes

operativos. Segn el diagrama de Goodman modificado, la operacin con varillas de

bombeo en medios no corrosivos y bajo cargas adecuadas durar aproximadamente 10millones de ciclos. Sin embargo, la vida bajo fatiga puede verse disminuida

dramticamente an en ausencia de corrosin si la instalacin, diseo de la sarta y

manipulacin de las varillas no ha sido el apropiado.

La conexin y manipulacin adecuada de

las varillas ayuda a asegurar que la sarta

sea capaz de soportar los niveles de torque.

Cada conexin debera chequearse con

plantillas de calibracin. Tambin debe

tenerse cuidado al colocar las varillasdentro de las cuplas ya que si la conexin

se realiza violentamente o si la varilla entra

torcida, la rosca podra daarse. En ningn

caso se debe martillar las conexiones.

Las varillas deben almacenarse por grado y tamao. No deben estar en contacto con el

suelo si mezcladas con varillas corrodas o dobladas. Las siguientes fotografasmuestran el incorrecto almacenamiento de varillas. En la primer figura, las varillas

dobladas y/o corrodas se encuentran amontonadas junto con varillas reutilizables. Las

varillas retorcidas, dobladas, melladas o corrodas deben considerarse daadas y, por

ello, descartarse. En la fotografa central, las cajas con varillas estn apiladas de forma

descuidada; las cajas superiores aplastan a las inferiores. Las cajas de varillas nuevas

deberan estar guardadas y cerradas hasta el momento en el cual vayan a ser bajadas al

pozo. Por ltimo, en la tercer imagen, varias varillas nuevas estn encimadas al aire

libre y sin separaciones con soportes de madera entre ellas. Las varillas deben

almacenarse de manera tal que se minimice el deterioro por exposicin a la atmsfera y

el dao por el roce entre las mismas. Siempre debe recordarse que la menor marca

puede resultar en un concentrador de tensiones y este ocasionar la falla durante laoperacin.

12




13/52

Todas las varillas de un mismo pozo deben ser del mismo grado y no deben

intercambiarse varillas y cuplas de distintos fabricantes. Adems, debera llevarse un

registro de la produccin diaria, la temperatura y presin pozo abajo, velocidades de

flujo y de bombeo, fracciones de agua y gas etc. En caso de presentarse una falla, el

estudio del registro puede resultar una herramienta til para identificar la causa de la

misma. Tambin se recomienda llevar el registro del nmero de ciclos a los cuales hanestado sometidas las varillas separadas para reutilizacin. De esta manera se sabr si una

varilla ya est llegando al lmite de su vida til o si realmente puede reutilizarse. La

norma API 11 BR puede utilizarse como gua para el cuidado, almacenamiento,

conexin y manipulacin de las varillas de bombeo.

Prevencin de las Fallas Mecnicas

Indice

Defectos de Fabricacin

Indice

Lamentablemente, ningn fabricante est exento de la posibilidad de trabajar con

materia prima defectuosa o de que se produzcan defectos durante la fabricacin, por

ejemplo, durante la laminacin, el forjado o porque el tratamiento trmico result en

una microestructura de dureza diferente a la especificada. Sin embargo, los defectos de

fabricacin son raros y no ocurren con frecuencia. A continuacin se muestran 2 casos.

La fotografa muestra una varilla de bombeo rota

por fatiga. La fractura se inici a partir de una

incisin profunda producida por una hojuela de

laminacin. Esta incisin funcion como

concentrador de tensiones dando lugar al inicio

del proceso de fatiga del material.

En la segunda imagen puede distinguirse la zona

aterciopelada de propagacin lenta transgranular,la zona rugosa de propagacin ms rpida, una

13




14/52

zona donde se aprecian 2 labios opuestos de rotura dctil y una zona de

desprendimiento muy rugoso.

Zona

Aterciopelada

Zona

Rugosa

Zona deinicio rotura

por fatiga

Bordes a

El siguiente es un caso de falla por fatiga a partir de un atrape subsuperficial de dixido

de Zirconio de aproximadamente 3mm de largo originado durante la colada continua de

la materia prima.. La rotura presenta dos frentes, uno oblicuo en la capa templada y otro

perpendicular al sentido del esfuerzo.

Defecto de la MP

(atrape de ZrO2)

Estriado por

fatiga

Defectos de fabricacin

Indice

Los Costos de la Corrosin

IntroduccinCostos Asociados a la Corrosin

14




15/52

Indice

Introduccin

La corrosin es el deterioro de una sustancia, usualmente un metal, o de sus

propiedades debido a la interaccin con su entorno

La corrosin no puede erradicarse por completo pero sus efectos pueden ser

minimizados. La ingeniera de la corrosin busca reducir los costos asociados a la

misma. Para ello se trata de hallar una solucin adecuada que tenga en cuenta el costo

de los materiales, el de las medidas de prevencin a tomar y el costo que representa elcese continuo de la actividad para el reemplazo de las piezas corrodas. Adems de estos

factores, se debe tener presente que la resistencia relativa de los materiales a la

corrosin y el costo de las medidas preventivas complementarias cambian

significativamente de un medio corrosivo a otro. Desafortunadamente, el material ideal

con excelentes propiedades mecnicas, alta resistencia a la corrosin y bajo costo no

siempre es posible de encontrar.

La gestin de fallas eficaz en costos comienza con prevencin. Pescar y colgar el pozo

despus de una falla de varilla de bombeo no impedir su repeticin. De hecho, la

mayora de las fallas continuarn con mayor frecuencia hasta que llegue el momento en

que toda la sarta de varillas tenga que sacarse y reemplazarse. Las reducciones defrecuencia de fallas que pueden lograrse exigen un anlisis preciso de la causa y la

implementacin de medidas correctivas para impedir su repeticin.


Indice

Costos Asociados a la Corrosin

Mantenimiento/ reparacin/ reemplazos

Si la corrosin no es considerada en el diseo inicial del sistema su aparicin

puede llegar a causar ceses de la actividad frecuentes y necesidad de

mantenimiento excesivo, reparacin y hasta incluso reemplazo completo de las

piezas corrodas para que el sistema pueda seguir operando. Por lo general, el

costo de dicho mantenimiento excede el costo que se tendra por evitar el

problema en la etapa del diseo a travs del uso de materiales resistentes a la

corrosin o de la aplicacin de medidas de control de la misma.

15




16/52

Prdida de produccin / tiempo fuera de servicio

Cuando ocurre un dao por corrosin y es necesario realizar una operacin de

mantenimiento o una reparacin, se suele interrumpir la produccin. Estas

interrupciones pueden resultar en una reduccin de las ganancias ocasionando ungran impacto econmico. Por otro lado, el costo del cese y reinicio de la

operacin puede llegar a ser considerable. Todo el proceso de pesca de varillas

puede llegar a tomar tres o cuatro das, incluso ms. Hay que pensar que durante

ese tiempo el pozo se encontrar inactivo. Esta inactividad debe mirarse como

ganancia perdida.


Indice

Fallas por Corrosin

Introduccin

Formas de corrosin

Casos tpicos

Introduccin

La corrosin es uno de los mayores problemas que se pueden presentar y puede resultar

en una importante limitacin de la performance de los materiales. A menudo, los

metales estn sujetos a la corrosin electroqumica o a la oxidacin resultado de su

interaccin con el medioambiente en el cual se encuentra. Algunos metales forman

xidos que cumplen una funcin protectora pero la aparicin de estos compuestos no

garantiza la ausencia de la corrosin; simplemente disminuyen la velocidad de la misma

y, si esta capa fuera removida en algn punto, la corrosin volvera a acelerarse. Los

diferentes metales se comportan de manera distinta segn la presencia de otro metal (par

galvnico), agua cida o cido entre otras cosas. El hierro que contiene el acero secombina con la humedad o cidos para formar compuestos tales como xido, sulfuro o

carbonato de hierro. El agua presente en los pozos puede contener cantidades

considerables dixido de carbono (CO2) y sulfuro de hidrgeno (H2S) que son cidos

gaseosos corrosivos presentes en la mayora de los pozos y alta y fcilmente solubles en

agua.

Todos los ambientes del pozoson corrosivos hasta cierto punto. La corrosin no puede

eliminarse por completo pero es posible controlarla. Para ello Siderca ha desarrollado

varillas de distintos grados API y materiales que se seleccionan segn el tipo de carga

solicitada y grado de corrosin del pozo en el cual sern utilizadas. Por ejemplo, las

varillas Grado DCarbon estn diseadas para cargas moderadas en pozos no corrosivos

o efectivamente inhibidos. En cambio, para ambientes corrosivos y cargas de bajas amoderadas se recomienda el uso de varillas Grado K.

16




17/52

Fallas por corrosin

Indice

Formas de Corrosin

Corrosin uniforme o general

Corrosin localizada

Cracking por tensin-corrosin (SCC)

Desgaste-Corrosin

Corrosin Galvnica

Fallas por Corrosin

Indice

Corrosin Uniforme o General:

La corrosin generalizada es un tipo de corrosin ms o menos pareja sobre toda

la superficie expuesta. En el caso de las varillas, la corrosin se sucede

radialmente hacia el centro a una velocidad uniforme alrededor de toda la

superficie. El resultado ser progresivamente una varilla de dimetro menor aloriginal.

La corrosin uniforme se caracteriza por el aspecto spero de la superficie y se

produce, por ejemplo, por diferencias menores en la composicin o en la

orientacin de pequeas reas de la superficie metlica.

Cuando la velocidad de corrosin es lineal o disminuye con el tiempo el dao

posible puede predecirse. No ocurre as cuando dicha velocidad aumenta con el

tiempo. La medicin experimental de la corrosin uniforme se realiza basndose

en el peso perdido y calculando la prdida equivalente del espesor.

Cuando la velocidad de corrosin es baja, lineal o disminuye con el tiempo, el

ataque general puede ser tolerado sin necesidad de control. En caso contrario sesugiere elegir otro tipo de material ms resistente o utilizar inhibidores de

corrosin.

Formas de corrosin

Indice

Corrosin Localizada:

En el ataque localizado, toda o casi toda la prdida de metal ocurre en reas

relativamente pequeas. En el caso de varillas de bombeo es muy comn que lacorrosin localizada sea del tipo pitting (picadura).

17




18/52

Pitting:

El pitting es un tipo de corrosin profunda, estrecha y de rpidapenetracin. Se caracteriza por el ataque corrosivo de una regin

localizada rodeada por superficies no corrodas o por superficies que han

sido atacadas en menor medida. Puede iniciarse tanto en una superficie

libre expuesta como en las imperfecciones de las pelculas protectoras o

los recubrimientos. La turbulencia o la aparicin de cavitacin dentro del

pozo producen erosin en las pelculas protectoras. En aquellos puntos,

la pelcula se afina y la accin corrosiva se acelera dando como resultado

un pit.

El pitting puede tardar en iniciarse pero una vez que lo hace se propaga

rpidamente. Esta velocidad, usualmente, disminuye con el tiempo. Una

de las complicaciones que tiene la prevencin de este tipo de corrosin es

que no puede predecirse el lugar exacto en el cual pueden aparecer pits.

Tampoco puede saberse con seguridad si el pit ms profundo que se

midi durante pruebas de corrosin sobre las varillas sea el ms profundo

que puede llegar a aparecer durante el servicio.

La resistencia del acero al pitting depende especficamente de la aleacin

utilizada y del ambiente en el cual se encuentra.

Formas de corrosin

Indice

Cracking por Tensin-Corrosin:

Este tipo de falla ocurre por la accin combinada de traccin y corrosin. La

morfologa de este tipo de rotura son las grietas, generalmente ramificadas, que

penetran el metal de forma perpendicular a la direccin de la tensin. En estas

grietas pueden encontrarse productos de corrosin aunque la apariencia de la

superficie sea limpia y no existan evidencias de corrosin.

Existen bsicamente tres fenmenos posibles: a) Stress Corrosion Cracking

(SCC), b) Cracking Inducido por Hidrgeno y c) Corrosin-Fatiga.

SCC:

Es un modo de fractura frgil del acero resultado de la combinacin de

tensin y un ambiente corrosivo especfico. Una falla por tensin se

caracteriza por una reduccin del dimetro de la zona transversal en el punto

de fractura. Las fallas tpicas por tensin tienen mitades de fractura cnica y

se quiebran o cortan en ngulos de 45 a los esfuerzos aplicados.

La susceptibilidad al cracking es funcin de la resistencia del acero, la carga

a la que est sometido, la presin parcial de los gases y la temperatura.

En sistemas CO2-SH2-H2O, el dixido de carbono se comporta comocontribuyente antes que como factor primario en la rotura. El sistema CO-

18




19/52

CO2-H2O produce SCC en aleaciones bajas de acero. En cambio, el sistema

CO2-H2O no suele causar SCC en aceros salvo bajo condiciones extremas,

por ejemplo, elevada tensin y alta presin parcial del dixido de carbono.

Un ejemplo tpico de SCC es el cracking por la presencia de sulfhdrico(Sulfide Stress Cracking, SSC). La accin del cido carbnico y cido

sulfhdrico estn tratadas por separado ms adelante en este mismo captulo

(Casos tpicos).

Cracking Inducido por Hidrgeno:

El hidrgeno atmico producido en la superficie del metal por una reaccin

de corrosin puede ser adsorbido dentro de la varilla produciendo su

fragilizacin. En consecuencia, frente a tensin (stress), la varilla se

romper. Este proceso recibe el nombre de Hydrogen Induced Stress

Corrosion Cracking (HSCC). Tanto el CO2 como el SH2 reaccionan dando

lugar a la aparicin de tomos hidrgeno en el medio (los mecanismos se

vern ms adelante en las secciones correspondientes a cada gas) que

interactan con la matriz del acero reducindose y, en consecuencia,

adsorbindose sobre el metal y provocando la prdida de ductilidad.

H+ + e-Had+ H2O Reduccin del hidrgeno

Fatiga-Corrosin

La performance de los metales bajo cargas cclicas repetidas est gobernadapor el fenmeno de fatiga. En dichas condiciones, los metales fallan frente

tensiones menores a aquellas que caracterizan sus condiciones mecnicas

normales.

El fenmeno de fatiga-corrosin resulta de la accin de ciclos de traccin en

un medio corrosivo. Puede ocurrir, por ejemplo, frente a la presencia de CO2

y/o SH2como medios corrosivos. En ambientes no corrosivos, la mayora de

los metales tienen un lmite de tensin debajo del cual el material puede estar

sometido a stress sin fallar. Este valor recibe el nombre de resistencia o

lmite de fatiga. Bajo condiciones de fatiga-corrosin existe un lmite de

fatiga-corrosin definido como el valor mximo de tensin al cual no ocurre

falla durante una gran cantidad de ciclos.

La falla por fatiga-corrosin comienza en forma de pequeas grietas que

crecen bajo la accin de los esfuerzos cclicos. Puesto que la carga aplicada

se distribuye casi igualmente sobre la superficie completa transversal de la

sarta, todo dao que reduce la superficie transversal aumentar la carga o el

esfuerzo en ese punto. Una pequea grieta se propagar perpendicularmente

a la lnea de esfuerzo o al eje del cuerpo de la varilla reduciendo la zona

transversal efectiva de la varilla de bombeo hasta que no quede suficiente

metal para sostener la carga y la varilla se fracture. Por ello es importante

considerar los factores que afectan la performance del acero bajo estas

condiciones. Dichos factores son:

19




20/52

Composicin qumica del acero. Est relacionada con la resistencia a

la fatiga a la vez que con la resistencia a la corrosin.

Naturaleza de los ciclos de tensin. La resistencia a la fatiga-

corrosin bajo cargas axiales (tensin-compresin) suele ser menorque bajo cargas de flexin rotativa. Adems, el efecto desfavorable

de la corrosin sobre la resistencia a la fatiga es mucho mayor en

torsin que en flexin.

Frecuencia de carga. La frecuencia de los ciclos de carga gobierna

sobre el tiempo durante el cual el material se encuentra sometido a

tensin y corrosin simultneamente.

Efecto del ambiente. El efecto del medio depende de la resistencia del

acero al dao por corrosin en ese ambiente.

El comportamiento general del material bajo tensiones cclicas en unambiente corrosivo depende del efecto de la accin combinada de los

factores nombrados. En un sistema extremadamente corrosivo, la resistencia

a la fatiga depender ms bien de la resistencia a la corrosin del material

que de sus propiedades mecnicas intrnsecas.

Formas de corrosin

Indice

Desgaste-Corrosin:

Los daos superficiales producidos por erosin, cavitacin o rozamiento son, amenudo, difciles de identificar. La erosin y la cavitacin estn asociadas al

flujo de fluidos. El rozamiento resulta del movimiento relativo entre dos

superficies en contacto.

Erosin-Corrosin:

Puede suceder cuando los fluidos lquidos o gaseosos contienen

partculas y la velocidad de flujo es suficiente para remover productos de

corrosin que estn dbilmente adheridos al cuerpo de la varilla. La

remocin de esta capa protectora acelera el proceso de corrosin enaquellos puntos que han quedado desprotegidos.

Cavitacin:

Cuando se produce cavitacin, aparecen burbujas que colapsan contra la

superficie de las varillas. El dao por cavitacin se caracteriza por tener

la apariencia de crteres redondeados.

El cambio en la direccin de flujo o la reduccin en el rea de pasaje del

fluido causan la disminucin de la presin. En consecuencia, se forman

burbujas de vapor o de gas. La magnitud del diferencial de presin

20




21/52

gobernar la implosin de las burbujas y el dao producido sobre la

superficie metlica.

Rozamiento:

Este fenmeno es bastante diferente a los discutidos en los prrafos

anteriores pero la apariencia de la superficie es similar a la producida por

erosin-corrosin. El rozamiento de debe al contacto entre superficies y

usualmente est acompaado de cantidades visibles de productos de

corrosin. Por ejemplo, un barro marrn-rojizo de xido de hierro.

La Figura es un ejemplo de dao

relacionado con una gua para

varilla. La varilla de la izquierda esuna varilla de bombeo de alta

resistencia a la tensin. El flujo

turbulento asociado a las guas cortas

para varillas moldeadas por

inyeccin de extremo romo, permiti

la aparicin de fisura por corrosin

en la zona crtica de lavado alrededor

del extremo de la gua. La del medio es una muestra de falla del tipo

erosin-corrosin resultando del uso de guas cortas con extremo romo

en un tubing de dimetro pequeo y con altas velocidades de fluido. El

pit formado tiene bordes afilados si estn acompaados de CO2 o bordes

biselados si el agente corrosivo es el SH2. El ejemplo a la derecha es

desgaste por rozamiento debido a una gua movindose hacia arriba y

hacia abajo sobre el cuerpo de la varilla durante el ciclo de bombeo.

Formas de corrosin

Indice

Corrosin Galvnica:

La corrosin galvnica puede ocurrir cuando se forma un par elctrico entremetales o aleaciones. El ataque en uno de los metales o aleacin se acelera a

medida que en el otro se desacelera. Este tipo de corrosin depende de varios

factores:

a) La diferencia de potencial entre metales o aleaciones,

b) La naturaleza del ambiente en el cual se encuentren,

c) La polarizacin del metal o aleacin y,

d) La relacin geomtrica de los componentes.

La diferencia de potencial ocasiona el flujo de electrones. El metal o aleacin

ms activo se comporta como nodo y el menos activo cumple la funcin de

ctodo.

21




22/52

Algo bastante importante es que las varillas nuevas parecen corroerse ms

rpidamente que las varillas ms viejas de la misma sarta. Esto ocurre porque

dosvarillasformaran una celda de corrosin galvnica si las condiciones fsicas

de una son diferentes de las de la otra. Como las varillas nuevas son introducidasal pozo sin depsitos de corrosin, son preferentemente corrodas frente a

varillas que ya estn recubiertas con dichos compuestos. La corrosin del acero

comienza muy agresivamente pero, por lo general, se desacelera ni bien se forma

una pelcula de productos de corrosin (escamas) sobre la superficie del metal.

Por ejemplo el CO2 genera escamas de carbonato de hierro. Estas recubren la

varilla y retardan la penetracin, en consecuencia, la corrosin se desacelera. Sin

embargo, si este recubrimiento se rompe continuamente por un movimiento de

flexin o si es removido por desgaste, la corrosin local agresiva continuar

sobre aquella rea que haya quedado expuesta dando lugar a la aparicin de pits

(hoyos, picaduras) profundos.

Formas de corrosin

Indice

Casos Tpicos

Corrosin cida

Corrosin por clorurosCorrosin por CO2

Corrosin por SH2

Corrosin por Oxgeno

Corrosin Bacteriana

Fallas por Corrosin

Indice

Corrosin Acida:

Las compaas de servicio utilizan cidos para la estimulacin y la limpieza de

los pozos. Todo trabajo realizado con cido debera tener un inhibidor mezclado

con el cido previo a su inyeccin. Los cidos gastados an son corrosivos para

el acero y deberan ser retirados con agua hasta su total recuperacin. En

contadas ocasiones, el agua producida contiene cidos orgnicos que se han

formado pozo abajo tales como cido actico, clorhdrico y sulfrico. La

corrosin cida consiste en la reduccin del dimetro del material dejando la

superficie con ndulos de apariencia filosa, en forma de plumados o tipo

telaraa. Estos pits no presentan formacin de escamas metlicas.

Casos tpicos

Indice

22




23/52

Corrosin por Cloruros:

La presencia de cloruros contribuye al aumento de la probabilidad de falla porcorrosin ya que son altamente absorbidos por el acero. La corrosividad del agua

aumenta proporcionalmente a la concentracin de cloruros. Los inhibidores de

corrosin tienen mayor dificultad para alcanzar y proteger la superficie de las

varillas de bombeo en los pozos con alta concentracin de estos iones. Este tipo

de ataque tiene la tendencia de ser ms agresivo sobre las varillas de acero al

carbono que sobre las de aleaciones de acero. Los cloruros tienden a corroer toda

la superficie de la varilla dando lugar a pits poco profundos, de forma irregular y

base chata adems de bordes afilados.

La norma NACE MR0176-94 indica que se debe considerar condicin de

servicio con alta cantidad de cloruros cuando la cantidad de slidos disueltos

exceda 10,000 mg/lt y/o el total de cloruros sea mayor a 6,000 mg/lt.

Los cloruros disueltos en agua pueden provocar Chloride Stress Corrosion

Cracking (CSCC) por la accin combinada de tensin y corrosin.

Siguientes fotos muestran la superficie de la varilla con pits de corrosin por

cloruros. En la segunda foto puede apreciarse el pit de 1.8mm de profundidad a

travs de una lupa.

Casos tpicos

Indice

Corrosin por Dixido de Carbono:

La corrosin en pozos de petrleo dulce (en ausencia de SH2) usualmente se

vuelve seria cuando el pozo ya ha estado produciendo por varios aos y est

asociada con el agua de produccin con alto contenido de sales. Generalmente,

los pozos de petrleo se convierten en corrosivos cuando el agua de produccin

alcanza el 40-50% del total del fluido.

El dixido de carbono no es corrosivo en ausencia de agua. El CO2se combina

con el agua para formar cido carbnico que disminuye el pH. La velocidad decorrosin del acero por dixido de carbono libre de oxgeno est controlada por

23




24/52

la cintica del hidrgeno. En principio, el hidrgeno generado por la disociacin

de dicho cido en el agua difunde hacia la superficie del metal en donde es

reducido.

CO2 + H2O H2CO3 Formacin Ac.

Carbnico

H2CO3 + H2O HCO3- + H3O

+ Disociacin

H3O+ + e

- Had + H2O Reduccin del

hidrgeno

Desde este punto de vista, no existira diferencia entre esta evolucin de

hidrgeno y la de cidos minerales diluidos pero experimentalmente se ha

demostrado que la formacin de hidrgeno tambin procede por medio de un

mecanismo secundario. La diferencia ms importante con el mecanismo anterior

es que, en el segundo caso, la hidratacin del dixido de carbono a cidocarbnico es una reaccin heterognea que ocurre sobre la superficie metlica.

El cido carbnico adsorbido puede reducirse o disociarse para dar tomos de

hidrgeno que luego son reducidos.

CO2 CO2ad Adsorcin

CO2ad + H2O H2CO3ad Reaccin sobre sup.

met.

H2CO3ad + e- Had + HCO3

-ad Reduccin

Ac. Carbnico

H2CO3ad + H2O H3O+ + HCO3

-Disociacin

H3O+ + e

- Had + H2O Reduccin del

hidrgeno

En cualquiera de los casos, el ataque al acero es rpido y los tomos de

hidrgeno adsorbidos pueden ser absorbidos por el metal causando fragilizacin.

La adsorcin de molculas de CO2est acompaada por la interaccin con los

enlaces Fe-H dando lugar a la formacin de radicales (COOH

) del cidoactico sobre la superficie. Su posterior hidratacin produce la quimisorcin del

cido carbnico. Todas estas especies pueden ser reducidas para dar como

resultado tomos de hidrgeno y bicarbonato adsorbidos o pueden disociarse

produciendo iones de hidrgeno que luego son reducidos.

La severidad de la corrosin es funcin de la temperatura, la presin parcial del

CO2, el pH, el tipo de aleacin y el tiempo de exposicin. Adems, aumenta con

la temperatura y la presin parcial de dixido de carbono ya que la solubilidad

del dixido de carbono crece con dichos factores. Como primer aproximacin, la

presin parcial del CO2 es til para predecir la corrosividad. Una presin parcial

mayor a 30 psi usualmente indica condicin favorable para la corrosin. En

cambio, valores entre 3 y 30 psi indican posibilidad de condicin favorable para

la corrosin. Por ltimo, presiones parciales menores a 3 psi se consideran no-

corrosivas.

24




25/52

El dao por corrosin dulce en las varillas de bombeo puede tomar la forma de

pitting severo o de grietas finas no siempre obvias. Los problemas ms graves

suelen ocurrir en el pin y en las cuplas. Los pits son de base redonda, profundos

con bordes filosos. Sus bases estn recubiertas por escamas de carbonato dehierro,depsito adherente gris generado por la combinacin del cido carbnico

con el hierro del acero.

Fe + H2CO3FeCO3 Carbonato de Hierro

Cuando el medio se satura de FeCO3, este se deposita sobre el acero formando

una capa pasiva protectora. El ataque localizado ocurre en los sitios que no han

sido protegidos por FeCO3y se detiene ante su aparicin.

Las siguiente foto es un ejemplo de pitting por carbnico en una varilla de

bombeo. La micrografa muestra un ejemplo de pits de corrosin carbnica

aumentados 200 veces.

Las siguientes fotografas muestran la zona de ataque corrosivo por dixido de

carbono en el cuerpo de una varilla de bombeo. La muestra tiene 400 mm de

largo.

FeCO3

Casos tpicos

Indice

25




26/52

Corrosin por SH2(Acido Sulfhdrico):

En ausencia de medidas de proteccin, la presencia de cido sulfhdrico o

sulfuro de hidrgeno equivale a cientos de dlares por pozo por mes cada vez

que se produce una falla por la corrosin de los equipos. La corrosin porsulfhdrico generalmente comienza lentamente y aumenta su velocidad con el

tiempo.

El SH2no es corrosivo en ausencia de humedad pero si lo es en su presencia.

Adems, se convierte en altamente corrosivo con incluso una pequea traza de

O2. Su corrosividad tambin puede ser afectada por el contenido de dixido de

carbono. El mecanismo general de este tipo de corrosin puede ser expresado,

simplificadamente, aunque no completamente correcto qumicamente, de la

siguiente manera

SH2 + Fe + H2O FeS + 2 H+

Como se ve en la reaccin qumica, la corrosin por sulfhdrico no necesita de la

presencia de oxgeno o cido carbnico. Sin embargo, su presencia acelera

grandemente la corrosin cida. De hecho, alguno de ellos siempre est presente

cuando la corrosin sulfhdrica es un problema grave. El sulfuro de hierro (FeS)

producido es altamente insoluble y se adhiere a la superficie del acero como

polvillo negro o escamas que actan como ctodos sobre el acero acelerando la

corrosin. Esta reaccin resulta en un picado profundo, base redonda y bordes

suaves. Otro mecanismo corrosivo presente es la fragilizacin por hidrgeno que

hace que la superficie de fractura tenga una apariencia frgil o granular. El inicio

de un punto de fractura puede o no ser visible y la parte dctil puede no estar

presente en la superficie de la fractura. El hidrgeno atmico se absorbe en elacero perdiendo, de esta manera, ductilidad.

La fragilizacin del acero producida de esta manera en conjunto con la tensin

pueden producir la fractura de la varilla. Este fenmeno recibe el nombre de

Sulfide Stress Cracking (SSC) y su ocurrencia depende de varios factores:

(1) Composicin qumica del metal, resistencia, tratamiento de calor y

microestructura.

(2) Concentracin de iones en el ambiente (pH)

(3) Concentracin de H2S y presin total

(4) Tensin aplicada

(5) Temperatura(6) Tiempo de exposicin.

La norma NACE MR0176-94 indica que se debe asumir que el pozo es

corrosivo si la presin parcial de sulfhdrico es igual o mayor que 0.050 psi (0.35

kPa). La Norma NACE MR0175-2001 cuenta con grficos muy tiles para, a

partir de la presin total y el contenido de sulfhdrico, saber si las varillas estn

operando bajo peligro de SSC.

En las siguientes imgenes puede apreciarse la capa de sulfuro de hierro sobre el

cuerpo de una varilla corroda por sulfhdrico.

26




27/52

Usualmente los pits son pequeos, al

azar y estn esparcidos por toda la

superficie de la varilla. En sus bases

tambin pueden encontrase pequeasfisuras provocadas por concentracin

de tensiones y por fragilizacin.

La

micrografa muestra un corte longitudinal de

un pit de corrosin sulfhdrica con fisura de

1 mm aumentado 50 veces.

El examen del extremo roto de una varilla de bombeo que ha fallado en servicio

generalmente revela una superficie lisa que se extiende aproximadamente por

sobre la mitad de la rotura. La seccin restante muestra una rotura dctil con

irregularidades donde se produjo la separacin definitiva. Muchas veces se

puede encontrar evidencia del agrietamiento inicial en el lateral esta zona. Estetipo de falla se llama falla por corrosin-fatiga.

En la foto se muestra una varilla de bombeo

de un pozo PCP que se rompi por fatiga

bajo esfuerzos de torsin alternativa a partir

de pits de corrosin sulfhdrica que actuaron

como concentradores de tensin. Puede

observarse claramente el mecanismo de

propagacin de la falla explicado en el

prrafo anterior.

SFe

27




28/52

Casos tpicos

Indice

Corrosin por Oxgeno:

La velocidad de corrosin por oxgeno depende de factores tales como

temperatura, erosin de la superficie metlica, pelculas de corrosin y

disponibilidad y tipo de electrolito. Uno de los factores ms importantes es la

presencia de agua de servicio como electrolito y el contenido de sales en la

misma. La corrosin por oxgeno es ms severa cuanto ms salada es el agua ysu velocidad es directamente proporcional a la concentracin de oxgeno

disuelto, el contenido de cloruros del agua producida y/o la presencia de otros

gases cidos.

A pesar de que an se desconocen algunos detalles de la qumica de la corrosin

por oxgeno, la reaccin puede explicarse de la siguiente manera:

2 Fe + 3/2 O2+ H2O 2 FeO + 2 OH-Fe2O3

+ H2O

Este tipo de corrosin puede identificarse por la coloracin amarilla del xido

ferroso (FeO) y naranja del xido frrico (Fe2O3) sobre la superficie del acero.

En el caso de los pozos petroleros, la corrosin por oxgeno no es la dominante

pero el agua producida a veces contiene oxgeno disuelto y, aunque los

hidrocarburos no reaccionan con el oxgeno a la temperatura del reservorio, el

crudo contiene otro tipo de compuestos orgnicos que reaccionan fcilmente con

l.

Este tipo de corrosin se presenta generalmente en cuplas y, rara vez, en el upset

de la varilla. Es an menos probable que suceda en el cuerpo. De hecho, cuando

la corrosin por oxgeno es muy agresiva puede desgastar las cuplas sin daar

las varillas de bombeo. La norma NACE MR0176-94 recomienda que en caso

de detectar la presencia de oxgeno en el sistema, se haga todo lo posible para

eliminarlo o disminuir la cantidad de oxgeno disuelto a menos 50 ppb.

Concentraciones mayores pueden provocar corrosin severa.

Los pits producidos de esta manera son poco profundos, de base chata y ancha

con tendencia a combinarse entre ellos. El aspecto del pitting depende, adems,

de la presencia de CO2, SH2 y cloruros.

La foto muestra el efecto del oxgeno

combinado con los de dixido de carbono

(izquierda), cido sulfhdrico (centro) y

cloruros (derecha).

28




29/52

Las muestras de las varillas en la figura

exhiben los efectos de corrosin por CO2 en

combinacin con oxgeno cerca de la cebolla

(izquierda) y la corrosin por CO2 en el

cuerpo de la varilla (derecha).

Casos tpicos

Indice

CorrosinInfluenciada Microbiolgicamente (MIC):El mecanismo de corrosin por microorganismos no implica ningn principio

nuevo. Algunos tipos de bacterias o microbios pueden tener influencia sobre la

corrosin cuando su metabolismo produce especies corrosivas en un medio que,

en caso contrario, sera inocuo o cuando producen depsitos que pueden llevar a

un ataque electroqumico. En general, este ltimo efecto es un tipo de corrosin

localizada pero se necesita de un anlisis bioqumico para identificar el

microorganismo.

El control de la poblacin bacteriana mediante el uso de biocidas es

fundamental. El ciclo reproductivo de las bacterias es exponencial y puede ser

de unos cuantos minutos, es decir, un sistema puede quedar totalmente fuera decontrol en pocas horas. En otras palabras, la presencia de bacterias conduce a

una velocidad de ataque mayor que la esperada. Sin embargo, muchos

microorganismos pueden adaptarse a ciertas toxinas y el control a veces no es

sencillo. Tambin deben tenerse en cuenta las polticas de proteccin del medio

ambiente. Por lo general, los productos nocivos para los microorganismos

tambin lo son para los animales superiores y los seres humanos.

Por su metabolismo, las bacterias pueden introducir al medio especies tales

como cidos, sulfuros etc. Pueden participar en forma directa o indirecta en la

reaccin electroqumica. Algunas bacterias oxidan el sulfuro de hidrgeno (SH2)

a azufre elemental y a sulfatos; otras especies pueden revertir ese proceso o bienser productoras de sulfhdrico.

29




30/52

La foto muestra dos ejemplos de corrosin

sulfhdrica por presencia de bacterias en

cuplas.

Esta imagen muestra el ataque corrosivo

producido por bacterias en una varilla de

bombeo.

Casos tpicos

Indice

Tcnicas Para Predecir la Corrosin

Indice

Las siguientes son pruebas que pueden llevarse a cabo para predecir la severidad de la

corrosin.

Anlisis de los Fluidos Producidos

Lamentablemente no existe una correlacin que indique las cantidades exactas

de SH2, CO2y H2O que pueden producir la falla pero el anlisis de los fluidos

puede indicar que cantidad de los mismos est presente y servir como indicador.

Registro

30




31/52

Llevar un registro de las fallas ocurridas en el pozo puede ayudar a determinar la

magnitud y severidad de la corrosin en el pozo. Estos registros tambin pueden

utilizarse para calcular el costo de la corrosin y la efectividad del programa de

control. Las fallas en los equipos no predicen la corrosin pero si pueden indicarcuales son los problemas que deben ser solucionados.

Contenido de Hierro

El contenido hierro se refiere a la concentracin de hierro disuelto en el agua

producida expresado en mg/lt o en ppm. Quien monitoree la corrosin por medio

de este mtodo debe especificar si el mismo est basado en el fluido total

producido y si el hierro reportado se refiere a hierro soluble, iones ferroso o

hierro total.

El monitoreo de la corrosin por este mtodo puede realizarse en el campo sincosto, fcil y rpidamente. Sin embargo, no siempre refleja la realidad y, de ser

posible, debe realizarse en combinacin con otras tcnicas de monitoreo de la

corrosin. Si la corrosin es uniforme, la cantidad de hierro medida en el agua

ser alta pero el dao puede ser pequeo. O bien, si la corrosin est ocurriendo

en forma de pitting profundo, el conteo de hierro puede resultar bajo pero el

dao ser importante. Por lo general, el conteo de hierro en fluidos que contienen

sulfhdrico u oxgeno disuelto no son confiables debido a la precipitacin de

sulfuro de hierro en el sistema.

La correcta aplicacin de este mtodo y las recomendaciones para su uso se

encuentran en la Norma NACE Estndar RP0192-98.

Coupon

El plato de prueba de corrosin o coupon es otra herramienta que se utiliza

para evaluar la corrosin. El coupon de metal, generalmente acero con bajo

contenido de carbono, se coloca en contacto con el fluido del pozo durante 2 o 4

semanas. La prdida de peso del mismo durante ese tiempo se utiliza como

medida de corrosin. Este mtodo asume que la corrosin es uniforme aunque

no siempre es as. El clculo de la velocidad de corrosin en milmetros por

ao (mpy en ingls) se hace de acuerdo a la siguiente ecuacin:

Mpy = M x 1000

x 16,387 x A x Y

donde

M= peso de metal perdido en gramos

= gravedad especfica del metal en grs/cm3

A= area en pulg2

Y=aos (das/365)

Una limitacin obvia de los coupons es que indica la corrosin solo en el punto

en donde fue colocado. Colocar varios coupons a distintas profundidades para

obtener ms datos puede resultar muy costoso. Por otro lado, la deposicin deescamas y de parafinas sobre el coupon puede producir medidas errneas. La

31




32/52

corrosin depende de la presin, la temperatura y la velocidad de flujo entre

otros y no se puede asegurar que el coupon se haya colocado en la regin ms

desfavorable.

Inspeccin del Equipo

Los caliper surveys (calibradores de inspeccin) se usan como ndice de

corrosin. Este tipo de herramientas consiste en un nmero de sondas perifricas

que actan como agujas detectando la profundidad de los pits. Debe tenerse en

cuanta que existe la posibilidad de que las sondas no detecten todos los pits o

que solo entren parcialmente. Por otro lado, los productos de corrosin pueden

enmascarar la verdadera condicin de los caos.

El uso de estos equipos en tubings con recubrimientos internos no es adecuado

porque pueden producir dao sobre dicho recubrimiento. Otra desventaja es queremueven las capas protectoras de productos de corrosin y, si el pozo no est

siendo tratado con inhibidores se est permitiendo el aumento de corrosin.

En el caso de corrosin sulfhdrica, la naturaleza insoluble de los productos de

corrosin impide que se obtengan resultados exactos ya que el capiler puede no

ser capaz de quitar las escamas de los pits y, en consecuencia, no detectar

corrosin o, en caso de s detectarla, indicar profundidades de pits menores a

las reales. Para aumentar la exactitud puede colocarse un cepillo delante del

caliper que vaya removiendo las escamas. De todas formas, las medidas

obtenidas son optimistas y tienen un carcter ms bien cualitativo que

cuantitativo de la corrosin.

Las observaciones hechas en una inspeccin visualson tiles en los equipos que

estn sobre la superficie y pueden estar indicando la existencia de condiciones

de corrosin pozo abajo.

Indice

Mtodos de Control de la Corrosin

Introduccin

Seleccin de Materiales

Uso de Inhibidores

Uso de recubrimientos

Indice

Introduccin

32




33/52

Para reducir los costos que ocasionan las intervenciones frecuentes es necesario seguir

un programa de control de corrosin. El uso de estos programas no solo puede lograr el

ahorro de miles de dlares por pozo por mes sino que tambin puede significar el

aumento de las ganancias debido a que el pozo podr estar produciendo en formacontinua durante perodos ms largos de tiempo.

El control de la corrosin comienza con el estudio de las condiciones del pozo, es decir,

contenido de cido sulfhdrico, dixido de carbono, oxgeno y cloruros entre otros, el

diseo del pozo teniendo en cuenta dichas condiciones y la seleccin de los materiales

adecuados. Los programas de diseo por computadora que se ofrecen comercialmente

permiten que el diseador de sistemas optimice los equipos de produccin al costo ms

bajo para las condiciones de pozos existentes en el momento del diseo. Sin embargo,

un buen diseo inicial puede convertirse en mal diseo si las condiciones del pozo

cambian. Los cambios en corrosividad de fluidos pueden afectar la vida de resistencia a

la fatiga de las varillas y pueden dar lugar a fallas prematuras.

La siguiente tabla muestra la clasificacin de la prdida de metal por corrosin en

distintos ambientes segn la norma NACE MR0176-2000.

< 25% agua

< 10 ppm SH2Prdida de Metal por Corrosin Suave

< 250 ppm CO2

25% < % agua < 75%

10 ppm < ppm SH2< 100 ppmPrdida de Metal por Corrosin

Moderada

250 ppm < ppm CO2< 1500 ppm

> 75% agua

> 100 ppm SH2Prdida de Metal por Corrosin Severa

> 1500 ppm CO2

* Nota: Las altas concentraciones de CO2 a bajas presiones no son corrosivas, por ejemplo, en pozos con menos de 300m (1000ft)

de profundidad.

Si bien no existe un consenso sobre cual es la combinacin de agua, CO2 y SH2 que

producen condiciones de corrosin severa, moderada o suave, esta tabla puede utilizarse

como herramienta orientadora de las condiciones corrosivas bajo las que se estar

trabajando. Puede suceder que las cantidades presentes de dichos constituyentes no

entren de manera clara en ninguna de las 3 clasificaciones presentes en la tabla. All

entra en juego la experiencia del operador en conjunto con los anlisis de fallas

precedentes, si los hubiera, para lograr una clasificacin apropiada.

Adems de los tres constituyentes nombrados, existen otros factores que tambinpueden influir en la corrosin:

33




34/52

Oxgeno.

La presencia de oxgeno puede resultar destructiva para el sistema. Si se

descubre oxgeno en el sistema, debe hacerse lo posible para eliminarlo o, al

menos, disminuir su concentracin por debajo de los 50ppb.

Cloruros.

La alta concentracin de cloruros conduce a corrosin localizada. Debe asumirse

que existen condiciones favorables para el pitting por cloruros cuando el total de

slidos disueltos excede los 10.000mg/lt y/o cuando el total de cloruros excede

los 6.000 mg/lt.

Presin de SH2.

Se debe asumir el servicio bajo condiciones Sour cuando la presin parcial de

cido sulfhdrico es igual o mayor que 0.35 kPa (0.050 psi).

Contenido de Agua.

En general, si el contenido de agua es superior al 20 %, el fluido se presenta

como una fase acuosa con gotas de petrleo. Por lo contrario, si el contenido de

agua es menor que el 20%, la apariencia del fluido es la de una fase de petrleo

con gotas de agua. Si el contenido de agua es mayor al 20%, deben utilizarse

inhibidores.

Temperatura.

Cuanto mayor es la temperatura, mayor es la velocidad de la corrosin.

Temperaturas por debajo del punto de cristalizacin de las parafinas ocasionan

la deposicin de una pelcula que puede actuar como barrera contra la corrosin.

pH.

El pH en el fondo del pozo es, frecuentemente, menor (ms cido) que el que

puede medirse en la superficie. Posteriormente a la acidificacin, el pH debera

ser monitoreado.

Presin del sistema.

La presin no influye directamente sobre la velocidad de corrosin general. Sin

embargo, la presin del sistema si tiene efecto sobre las presiones parciales de

los cidos sulfhdrico y carbnico. De estas presiones parciales depende, en

parte, la naturaleza corrosiva de los fluidos.

Velocidad de flujo.

Generalmente, a mayor velocidad de flujo a travs de la bomba, mayor ser la

prdida de metal debida a erosin-corrosin.

Abrasin.

La abrasin no resulta solo de los fluidos producidos sino que tambin de los

productos de corrosin, por ejemplo, sulfuro de hierro. Si el fluido contiene ms

de 100 ppm de slidos, se dice que existen condiciones abrasivas.

Cuando la corrosin es suave, el ataque en las varillas y en los tubings es evidente pero,

an as, pueden llegar a durar sin fallar por corrosin ms de 3 aos con o sin

tratamiento con inhibidores. La corrosin moderada ocurre a altas velocidades y la falla

34




35/52

por corrosin puede presentarse antes del ao de servicio a no ser que se aplique un

tratamiento de inhibicin efectivo.

Mtodos de control de la corrosin

Indice

Seleccin de los Materiales

Mtodos de Control de la Corrosin

Indice

La seleccin del acero adecuado depende del ambiente y las condiciones del pozo en el

cual sern utilizados. En el caso de las varillas de bombeo, los factores a tener en cuenta

son, bsicamente, la resistencia a la fatiga y los agentes corrosivos a los que van a estar

expuestas.

El 60-80% de las fallas de las varillas de bombeo ocurre en el cuerpo, el resto en las

conexiones. Estas fallas suceden, por lo general, por la combinacin de fatiga y

corrosin. Dependiendo del ambiente al cual la varilla se encuentre sometida, el

tratamiento trmico y la composicin qumica de la misma puede tener efectos

significativamente diferentes en su duracin. En ambientes con SH2, la fatiga-corrosin

puede verse acelerada por efectos de SSC o hidrgeno. En estos casos, puede suceder

que las varillas con una dureza por sobre HRG 22 no se desempeen tan bien como las

de menor resistencia. En pozos dulces, los aceros de baja aleacin pueden tener ventajas

sobre el acero al carbono en cuanto a la resistencia a la corrosin. En los pozos con

packer, probablemente la mejor alternativa tcnico-econmica son las varillas de

bombeo revestidas dado que las alternativas de inhibicin para este caso son muy

costosas y a veces inviables.

La norma NACE Standard MR0176-94 especifica los requerimientos de los materiales

metlicos en la construccin de bombas mecnicas para el servicio en ambientes

corrosivos. API Spec 11 AX, Specification for Subsurface Sucker Rod Pumps andFittings provee los requerimientos dimensionales que aseguran la intercambiabilidad

de las partes. API RP 11BR, Recommended Practice for Care and Handling of Sucker

Rods complementa la API Spec 11 AX proveyendo de mtodos de control por

tratamiento qumico y la norma NACE MR0175-2001 orienta acerca de cuales son los

materiales metlicos resistentes a SSC.

La metalurgia y las propiedades de las varillas de bombeo se encuentran en la norma

API Specification 11 B. Las propiedades qumicas y mecnicas estn reproducidas en la

siguiente tabla:

Resistencia a la tensin, psiGrado Composicin QumicaMin. Max.

35




36/52

K AISI 46XX 85.000 115.000

C AISI 1036* 90.000 115.000

D Carbon o Alloy** 115.000 140.000

*No restringida a acero AISI 1036**Cualquier composicin que pueda ser efectivamente tratada con calor hasta el mximo valor de resistencia

Todas las varillas de bombeo de Siderca se fabrican segn estas especificaciones. Las

varillas grado C son adecuadas para cargas bajas y medianas es pozos no corrosivos. El

grado K se recomienda para cargas bajas a medianas en pozos corrosivos y las varillas

grado Dcarbon y Dalloy estn especialmente diseadas para cargas moderadas y cargas

altas respectivamente en pozos no corrosivos (o inhibidos adecuadamente). Las varillas

grado KDSpecial son adecuadas para trabajar bajo cargas de moderadas a altas en

medios muy corrosivos. Adems, Siderca cuenta con las varillas Premium con mayor

resistencia mecnica, aptas para ser utilizadas en altas cargas y en pozos profundos. Ver

Siderca Varillas de Bombeo


Indice

Uso de Inhibidores

Introduccin

Tcnicas de aplicacin

Seleccin del mtodo ms adecuado


Indice

Introduccin

El uso de inhibidores ha demostrado ser una forma efectiva de control de corrosin en

varillas de bombeo y en tubings. Un inhibidor de corrosin es una sustancia que, cuandoes adicionada al medio, disminuye la velocidad de ataque del mismo. Estos inhibidores

controlan la corrosin al formar una pelcula sobre la superficie metlica. Algunos

retardan la corrosin al recubrir por adsorcin la superficie metlica con una pelcula

fina e invisible de pocas molculas de espesor. Otros forman precipitados voluminosos

que recubren el metal y lo protegen del ataque. Un tercer mecanismo consiste en causar

la corrosin del metal de tal manera que la adsorcin de los productos de corrosin

forme una capa pasiva sobre la superficie. Por lo general, los inhibidores utilizados en

los pozos petroleros son compuestos que tienen un extremo polar altamente reactivo y

otro soluble en petrleo. El grupo polar se adsorbe a la superficie metlica dejando la

zona soluble en petrleo expuesta al flujo de fluido. De esta manera se forma unapelcula (film) de petrleo que previene el contacto con el agua y, en consecuencia, la

corrosin.

36




37/52

Para lograr una correcta inhibicin, debe impedirse la entrada de aire que puede

producirse cuando las vlvulas de purga del casing se dejan abiertas a la atmsfera o si

los sellos de cabeza de pozo no mantienen el vaco. Una forma de proteger las varillas

durante su instalacin es adicionar previamente una mezcla de inhibidor y diesel ocrudo a travs del tubing. A medida que las varillas pasan a travs de esta mezcla, se

forma una pelcula protectora sobre su superficie. Un tratamiento inicial adicional es

agregar inhibidor al casing/tubing y circular el pozo para desplazar volumen del anular

antes de comenzar la produccin. Las varillas de bombeo nuevas deben protegerse por

medio de un tratamiento con inhibidores de corrosin porque, al ser introducidas en el

pozo, pueden sufrir de corrosin acelerada en las zonas donde el recubrimiento est

daado. Este fenmeno se produce an en fluidos ordinariamente no corrosivos debido

a la cupla galvnica que se forma entre las varillas nuevas y las viejas. El uso de

inhibidores luego de la instalacin de las varillas alarga su vida til. Cuando las

condiciones de carga se asemejan al valor de tensin mximo para el cual est diseada

la varilla, la tolerancia al pitting, an a los ms pequeos, se reduce dramticamente. Latoma de medidas de control de la corrosin adecuadas puede aumentar el nmero de

ciclos de carga soportados antes de fallar por fatiga. Las varillas de bombeo ya usadas

que deseen almacenarse para ser puestas en servicio en el futuro deben lavarse y

revestirse para prevenir el contacto con la humedad ambiental y evitar su corrosin.

Los pozos completos sin packer son normalmente tratados descargando el qumico por

el anular. El inhibidor cae al fondo del pozo y entra al tubing con los fluidos producidos

(Figura). En estos casos, se puede obtener un beneficio adicional haciendo circular un

volumen equivalente al del tubing por el anular antes de que el pozo se ponga

nuevamente en produccin.

Es muy importanteseleccionar el mejor

inhibidor o evaluar el

mejor tipo de inhibidor

para cada pozo. Dos

aspectos importantes a

tener en cuenta son a)

la formacin del film y

b) la reparacin del

mismo. Las pelculas

inhibidoras rara vez son

perfectas y pueden

deteriorarse por, por

ejemplo, abrasin.

La mayora de los

inhibidores solubles en

agua no son buenos formadores de pelculas y no se recomiendan para su uso en pozos

de petrleo. La solubilidad del inhibidor en el petrleo tambin es un factor importante.

Este debe ser soluble o capaz de dispersarse en pequeas gotas dentro del fluido. No

debe formar tapones en los filtros ni productos insolubles por la reaccin con metales o

componentes de petrleo. Antes de seleccionar un inhibidor para un pozo en particular,

deberan realizarse pruebas de laboratorio para estudiar su efectividad y tendencia a laformacin de emulsiones. Muchos inhibidores qumicos son txicos y debe prevenirse

37




38/52

el contacto con la piel y la inhalacin de vapores, as como su liberacin descontrolada

al medio ambiente. Hasta no hace mucho se crea que la efectividad de un inhibidor no

poda ir de la mano con la falta de nocividad para el medio ambiente porque aquellos

componentes que le otorgan efectividad son los que, a la vez, lo hacen txico para losorganismos vivos. Sin embargo, a partir de 1995 han comenzado a aparecer los

llamados inhibidores verdes. Los primeros inhibidores verdes tenan poca efectividad

y no eran atractivos econmicamente. Pero con el tiempo, su performance ha ido en

aumento hasta casi alcanzar la misma performance que los inhibidores comnmente

utilizados y, en algunos casos, su uso puede tener ventajas sobre aquellos, tanto

econmicas como porque cumplen con los requerimientos legislativos de cada pas o

regin. An as, todava existen algunos obstculos. Por ejemplo, en ambientes

altamente corrosivos y cuando la temperatura es mayor de 120C, los inhibidores

tradicionales siguen siendo ms eficaces.

En la norma NACE RP0195-2001 pueden encontrarse todas las tcnicas recomendadas

de inhibicin, reduccin del desgaste y prevencin de la corrosin en varillas de

bombeo. El procedimiento de seleccin de un inhibidor adecuado puede hallarse en la

norma NACE Standard MR0174. Por ltimo, la norma API RP 11BR puede ser

utilizada como gua para el cuidado y manipulacin de las varillas de bombeo.

Uso de Inhibidores

Indice

Tcnicas de Aplicacin

Tratamientos Batch o Discontinuos

Flush

Circulacin

Tratamientos Continuos

CDIS

Bypass Flush

Squeeze

Uso de Inhibidores

Indice

Tratamientos Batch o Discontinuos

Una cierta cantidad de inhibidor se adiciona a un sistema cerrado para

proveer de proteccin por un periodo de tiempo dado.

El inhibidor se diluye en un solvente apropiado y se inyecta al pozo. El

contacto del inhibidor con todas las superficies es muy importante por ello se

inyecta la cantidad suficiente para formar una capa protectora en todo el

equipo del pozo. La frecuencia de tratamiento vara de diaria a mensual

38




39/52

segn el pozo. Sin embargo, el tratamiento semanal suele ser ms adecuado

en la mayora de los casos.

La eleccin o no de este mtodo depende de las caractersticas individuales

de cada pozo. Si el nivel de bombeo de fluido es elevado y/o la velocidad deproduccin es alta, la cantidad de inhibidor necesaria para formar la capa

protectora ser muy grande porque parte del mismo saldr con el flujo.

Batch-Flush

Este tratamiento es el mtodo ms ampliamente utilizado en pozos

con bombeo mecnico. Consiste en la inyeccin de un inhibidor de

corrosin soluble en petrleo y dispersable en agua que se hace fluir

rpidamente hacia abajo por el anular hasta llegar al nivel de los

fluidos.

La frecuencia del tratamiento suele variar con el volumen deproduccin.

Produccin Frecuencia

< 16 m3/da Semana por medio

16 48 m3/da Una vez por semana

48 80 m3/da Dos veces por semana

> 80 m3/daEs necesario un tratamiento

continuo

La cantidad de inhibidor y la frecuencia de aplicacin necesarias para

optimizar el tratamiento, deben basarse en los resultados del

monitoreo de la corrosin. Para pozos con poco nivel de fluidos

(menos de 150 m (500ft) por sobre la bomba), un flush tpico es de

80 a 160 lt por cada 300 m (1000 ft) de profundidad del pozo. Para

niveles mayores de 150 m suelen necesitarse un mayor volumen de

flush. La meta es llevar el qumico hasta la toma de la bomba. Por lo

general, este mtodo resulta econmico en pozos con una produccin

menor a 50 barriles de fluido por da y cuyo nivel de fluido en el

casing por sobre la bomba sea menor a 700 pies.

Batch-Circulacin

La circulacin es un mtodo en el cual los fluidos producidos se

mezclan con el inhibidor y se desvan por el anular para obtener una

concentracin de inhibidor en el fluido de retorno suficiente para

proporcionar la pelcula de la proteccin. Durante el tratamiento de lacirculacin, la produccin se pospone. Al comenzar el tratamiento, la

39




40/52

pelcula se establece por medio de la inyeccin lenta de 3-5 galones

de inhibidor en el anular de casing-tubing y la circulacin por el pozo

hasta que el inhibidor regresa al anular por segunda vez. Esta

recirculacin dura aproximadamente entre1 y 2 hs para asegurar elcontacto del equipo con los fluidos que contienen una concentracin

del inhibidor elevada, mayor a 1000 ppmv. Para un uso econmico

ptimo de este mtodo, es necesario mantener el volumen del

inhibidor y el de la produccin postergada al mnimo.

Los posteriores tratamientos peridicos demandan slo una cantidad

de inhibidor suficiente como para reparar los posibles daos a la

pelcula de proteccin. El mtodo de la circulacin es barato excepto

cuando los volmenes de circulacin requieren cantidades grandes de

inhibidor y tiempos largos de circulacin con su correspondiente

retardo en la produccin.

El mtodo ser ms econmico para pozos cuyo nivel de bombeo de

fluido sea menor que 2.000 ft sobre la bomba y produccin mayor a

50 b/d.

La inyeccin puede estar automatizada. Una cantidad preseleccionada de

inhibidor puede programarse para ser enviada al anular. A la vez, tambin

puede programarse la posterior circulacin por una cantidad de tiempo

determinada. Estos dispositivos permiten que el tratamiento se produzca tan

seguido como se desee. Los costos de la inhibicin automtica tanto para el

tratamiento con flush como con circulacin son similares si se aplica una vezpor semana. Cuando la frecuencia del tratamiento es mayor, el uso de

inyectores automticos resulta ms econmico. Sin embargo, se recomienda

siempre realizar un anlisis econmico previo a su implementacin.


Indice

Mtodos de Inyeccin Continua

El tratamiento continuo se utiliza en aquellos casos en los cuales el

tratamiento batch no sea suficiente para que el inhibidor acte de manera

eficaz. En esta tcnica, el inhibidor es continuamente alimentado al pozo.

Los siguientes son los 2 mtodos continuos comnmente utilizados en

bombeo mecnico:

Tubo de Inyeccin Continua o CDIS

40




41/52

El inhibidor se introduce

filtrado por un tubo (capilar) de

dimetro pequeo (6-13 mm)

agregado al exterior del tubingcerca del packer. Esta

configuracin permite inyectar

grandes cantidades de qumico

en un perodo de tiempo muy

corto.

El mtodo recibe el nombre de CDIS (del

ingles, Continuous Downhole

Injections Systems). El capilar de acero

inoxidable y el accesorio necesario para que

atraviese el packer permitiendo la entrada

del inhibidor al tubing, suelen ser costosos.

Adems, el costo del capilar aumenta con la

profundidad del pozo.

Vlvula de inyeccin o Bypass Flush

Este mtodo, al igual que el anterior, se utiliza en pozos con packer.

En este caso se coloca una vlvula de inyeccin de bypass qumico

en el tubing justo sobre el packer. El anular se llena con el inhibidor

y la aplicacin de presin fuerza el inhibidor a travs de la vlvula

hacia el tubing. Este mtodo generalmente necesita de un

tratamiento batch inicial para establecer una pelcula protectora

uniforme. Para ello se agregan entre 3 y 5 galones de inhibidor al

anular y se circula. (Ver Batch-Circulacin). Luego de este

tratamiento inicial, se produce la inyeccin continua de inhibidor

para mantener su concentracin entre los 25-50 ppmv segn sea elvolumen total de fluidos producidos.


Indice

Squeeze

Se bombea cierta cantidad de inhibidor al pozo y se agrega una cantidad

suficiente de solvente para forzarlo hacia la formacin en donde es

adsorbido. Para permitir la adsorcin, el pozo se mantiene cerrado por 24

horas tiempo despus del cual el pozo se pone nuevamente en

41




42/52

funcionamiento. El inhibidor adsorbido se libera a medida que se extrae el

fluido del pozo. Con el paso del tiempo, cada vez queda menor cantidad de

inhibido

fallas en varillas de bombeo pcp

Documents