corrosión en tuberías h2s y co2 (2)

21.01.09

Corrosin en tuberas por H2S y CO2. Factores a considerar para el diseo y seleccin de tuberas

David Hernndez MoralesServicios Tcnicos Petroleros

David Hernndez MEnero, 2009.

Corrosin en tuberas.Factores a considerar en el diseo.

TenarisTamsa 2

Contenido

Introduccin Corrosin por H2S Corrosin por CO2 Factores que influyen en la corrosin

Esfuerzo a la cedencia

Limpieza del acero

Intensidad de los esfuerzos (Tensin)

Concentracin del H2S y CO2pH de la solucin

Temperatura (gradiente geotrmico, en produccin y en operaciones)

Presiones parciales



TenarisTamsa 3

Contenido

Caso: Corrosin por H2S Caso: Corrosin por H2S y erosin Caso: Corrosin por CO2 Caso: Corrosin combinada por H2S y CO2 Caso: Corrosin por H2S, CO2 y dao mecnico Caso: Corrosin en conexiones superficiales Caso: Corrosin en tubera de conduccin Caso: Corrosin por operaciones Caso: Corrosin agresiva Diferencia en grado de acero Conclusiones



TenarisTamsa 4

En la perforacin, terminacin y durante la vida productiva del pozo, el flujo de los hidrocarburos en la mayora de los casos vienen acompaados de cido sulfhdrico y/o bixido de carbono, los cuales pueden estar presentes en pequeas o altas concentraciones.

De tal manera que la Ingeniera del pozo respecto al diseo de las tuberas de revestimiento, produccin y conduccin deben de ser capaces de resistir estas condiciones severas de operacin.

Introduccin

General



TenarisTamsa 5

Existen diferentes tipos de corrosin. Sin embargo, en este trabajo nos enfocaremos principalmente a las comnmente observadas en tuberas usadas en las operaciones de perforacin y terminacin de pozos; ascomo en las tuberas de conduccin (lnea), las cuales son:

Corrosin por cido sulfhdrico (corrosin amarga)Corrosin por bixido de carbono (corrosin dulce)

Introduccin

Tipos de corrosin



TenarisTamsa 6

El ataque a la tubera por la presencia del cido sulfhdrico disuelto, es conocida como corrosin amarga. La reaccin qumica es la siguiente:

Fe + H2S FeS + 2H+

El sulfuro de fierro que se produce de la reaccin qumica, es el que se adhiere a la superficie del acero en forma de polvo negro o escama.

Corrosin por H2S

Reaccin qumica

H2O



TenarisTamsa 7

El cido sulfhdrico reacciona con el agua bajo ciertas condiciones de presin y temperatura (las cuales se vern en la seccin correspondiente), las cuales generan la disociacin de los tomos de hidrgeno. Una vez separado el hidrgeno a nivel atmico, ste se introduce en el acero, iniciando su difusin a travs del espesor del cuerpo del tubo.

Corrosin por H2S

Fenmeno de la corrosin

Espesor del cuerpo del tubo

HHH H H H



TenarisTamsa 8

La difusin del hidrgeno atmico liberado puede continuar si no existe algo que lo detenga, pero en el acero se encuentran inclusiones no metlicas como el: sulfuro de manganeso (MnS), silicatos (SiO3)-2 alumina (Al2O3); por lo que el hidrgeno atmico se detiene, y empieza a acumularse.

Corrosin por H2S


Inclusiones no metlicas



TenarisTamsa 9

La acumulacin de este hidrgeno molecular va aumentando la presin en los espacios intergranulares del acero, generando pequeas fisuras tambin intergranulares.

Corrosin por H2S




TenarisTamsa 10

Las fisuras intergranulares se empiezan a propagar unindose con otras tambin generadas, originando fisuras escalonadas, y finalmente la separacin del acero por planos.

Corrosin por H2S




TenarisTamsa 11

Corrosin por H2S

Caso real



TenarisTamsa 12

El ataque a la tubera por la presencia del bixido de carbono es conocida como corrosin dulce. El primer caso histrico a nivel mundial de este problema fue ubicado un pozo de gas en Texas, EUA, en el ao de 1947; desde entonces se tiene un registro estadstico de que un pozo de cada cinco, tienen problemas con este tipo de corrosin.

Esta corrosin se presenta tanto en pozos de aceite, gas, y gas y condensado.

Corrosin por CO2

Antecedentes



TenarisTamsa 13

Corrosin por CO2



TenarisTamsa 14

Corrosin por CO2



TenarisTamsa 15

El bixido de carbono est en una solubilidad equilibrada con el agua y los hidrocarburos. La concentracin del CO2en el agua est determinada por la presin parcial del gas en contacto con el agua de formacin. La reaccin qumica por presencia del CO2 es:

CO2 + H2O H2CO3 (cido carbnico)

H2CO3 + Fe FeCO3 (carbonato de hierro) + H2

Corrosin por CO2

Reaccin qumica



TenarisTamsa 16

La corrosin por efecto del bixido de carbono ocurre cuando se presenta el mojamiento del acero con el agua de formacin. Si el porcentaje de agua se incrementa, la posibilidad de corrosin se incrementara, por lo que la composicin qumica del agua representa un papel importante en este efecto corrosivo.

Cuando en el flujo de hidrocarburos del pozo se presenta la combinacin de los compuestos del H2S y CO2, hacen que el efecto sea ms corrosivo sobre el acero.

Corrosin por CO2

Fenmeno



TenarisTamsa 17

Esfuerzo de cedencia o dureza de la tubera.

Limpieza del acero (inclusiones y segregacin central).

Intensidad de esfuerzos aplicados (Tensin).

Concentracin del cido sulfhdrico y del bixido de carbono.

pH de la solucin. (fluidos utilizados agua de la formacin).

Temperatura.

Presiones parciales del H2S y CO2.

Factores que influyen en la corrosin



TenarisTamsa 18

Investigaciones han demostrado que aceros con esfuerzo a la cedencia de mnimos de 90,000 psi, sin inmunes a los ambientes corrosivos. En trminos de dureza son de 22 HRC.


Esfuerzo a la cedencia o dureza de la tubera

40

35

30

25

20

15

10

Dureza

HRC

1 5 10 50 100 500 1000Tiempo de falla (hrs)

da semana mes

40 %

60 %

80 %100 %130 %



TenarisTamsa 19

En el proceso de fabricacin de la tubera sin costura, se utiliza un tratamiento a base de calcio y silicio, los cuales atrapan las inclusiones no metlicas (principalmente sulfuro de manganeso), haciendo que stas tomen una forma esfrica tipo globular que impiden la acumulacin de hidrgeno.


Limpieza del acero



TenarisTamsa 20


Con una buen proceso de limpieza del acero se logra una homogeneidad microestructural, donde se ven favorecidas las propiedades mecnicas y en el aumento de la vida til del producto en ambientes corrosivos.

Limpieza del acero



TenarisTamsa 21


Concentraciones de H2S y CO2Campo

Bellota 118Chinchorro 1Chipilin 3Palangre 1Costero 1Chirimoyo 3Chirimoyo 11Garambullo 1Carmito 11CantarellKix 1Citam 101

H2S (ppm)

84,40069,30064,80057,60062,20078,60087,50061,8008,600

26,00073,91435,000

CO2 (ppm)

39,50045,60039,20028,90051,30065,40056,100

231,200752,40029,00023,00029,000



TenarisTamsa 22

Las soluciones se miden por el ph, donde es una funcin logaritmica pH = -log (H+). En una solucin con un pH de 6, 5 y 4 sta es ms cida entre 10, 100 y 1000 veces con respecto a un pH de 7.


ph del agua de formacin fluidos

2 4 10 14pH

Nivel de Corrosin

6 81



TenarisTamsa 23

En las terminaciones intervenciones en los pozos se utilizan fluidos cidos, tales como el HCl con un pH=1, para la limpieza de los intervalos, principalmente para las formaciones carbonatadas.

Cuando se manejen este tipo de productos, deberponerse atencin a las operaciones, porque algunas secciones de tuberas de revestimiento, produccin, lneas de descarga y de conduccin pueden quedar contaminadas con estos productos, causando un dao severo a las tuberas.


Ph del agua de formacin fluidos



TenarisTamsa 24

La probeta se somete a una solucin de agua destilada, con cloruro de sodio y cido actico glacial, saturada con 2,500 a 3,500 ppm de H2S y un pH de 2.70. La muestra es introducida en esta solucin durante 720 horas (1 mes) bajo una carga de tensin constante del 85% de la fluencia.


Prueba Nace TM0177



TenarisTamsa 25

Con base en estudios de laboratorio la norma NACE TM0177 comenta que la corrosin por presencia del H2S se inicia a temperaturas cercanas a los 79 a 65 C.

Cuando la temperatura se incrementa, el fenmeno corrosivo reduce su intensidad debido a que se disminuye la solubilidad del H2S en el agua de formacin, as como la velocidad de reaccin provocada por el ingreso del hidrgeno a la red metlica.


Temperatura



TenarisTamsa 26

Autores reconocidos internacionalmente, como NealAdams, recomiendan que para evitar problemas de corrosin por efecto del H2S, deben de considerarse los diseos de tuberas, hasta un rango mximo de temperatura de 93 C.

Como experiencia observada en Mxico, se han registrado casos de corrosin por efecto del H2S donde su influencia a alcanzado temperatura a los 100 C.


Temperatura



TenarisTamsa 27

El mximo ritmo de corrosin por efecto del CO2 se presenta en un rango de temperaturas de 70 a 80 C. Para temperaturas menores, la solubilidad del FeCO3 con el agua de formacin decrece, hacindose cristalina y tiende a proteger a la tubera.


Temperatura

Ritm

o de

cor

rosi

n (

mm

/ao

)

02468

10121416

30 50 70 90 110 130Temperatura (C)

3 bar = 43.51 psi

1 bar = 14.50 psi

0.3 bar = 4.35 psi

0.1 bar = 1.45 psi

Presiones del CO2



TenarisTamsa 28

PP H2S = (Presin en el pozo) * (% mol de H2S)

PP CO2 = (Presin en el pozo) * (% mol de CO2)


Presiones parciales

Presiones Parciales

Mayores o iguales a 30 psi

Entre 3 a 30 psi

Menores a 3 psi

Mayores a 1.5 psi

Entre 0.05 a 1.5 psi

Menores a 0.05 psi

Corrosin esperada

Alta

Media

No se presenta

Alta

Media

No se presenta

H2S

CO2



TenarisTamsa 29

Pueden obtenerse valores elevados de presiones parciales y por lo tanto, esperarse altos niveles de corrosin. Sin embargo, la produccin de agua de formacin puede ser baja con un pH neutro, entonces la corrosin ser baja o nula; bien viseversa.

Por lo que una recomendacin, antes de seleccionar el material, es conveniente conocer el porcentaje, pH y Cl-

del agua de formacin, as como la temperatura del pozo durante diferentes eventos.


Presiones parciales



TenarisTamsa 30


Presiones parciales

0.001 0.01 0.1 1 10 100 1000

1

0.1

0.01

10

1000

100

Presin parcial de H2S (psi)

Pres

in

parc

ial d

e C

O2

(psi

)

Regin 1Regin 3

Regin 4

Regin 5

7

Regin 2

30

0.05 1.5

Regin 6Regin 7



TenarisTamsa 31

El nivel de corrosin esperado en esta regin es mnimo, por lo que cualquier grado de acero puede utilizarse.


Presiones parciales. Regin 1.

0.001 0.01 0.1 1 10 100 1000

1

0.1

0.01

10

1000

100


Pres

in

parc

ial d

e C

O 2(p

si)

Regin 1Regin 3

Regin 4

Regin 5

7

Regin 2

30

0.05 1.5

Regin 6Regin 7



TenarisTamsa 32

Nivel de corrosin medio. Si la

temperatura es mayor a los 100C

y el pH del agua de formacin es cido, se recomienda utilizar L-80, pero si el agua de la formacin tiene un pHbsico, entonces el nivel de corrosin se minimiza y puede utilizarse cualquier grado de acero. Si la temperatura es menor a los 100C y el pH del agua de formacin es cido, se recomienda utilizar el TRC-95 o TRC-110, pero si el agua de la formacin tiene un pH bsico, entonces el nivel de corrosin baja y puede utilizarse el L-80



0.001 0.01 0.1 1 10 100 1000

1

0.1

0.01

10

1000

100


Pres

in

parc

ial d

e C

O 2(p

si)

Regin 1Regin 3

Regin 4

Regin 5

7

Regin 2

30

0.05 1.5

Regin 6Regin 7



TenarisTamsa 33

El nivel de corrosin esperado por cido sulfhdrico puede ser elevado, por lo que se recomienda el uso de grados de acero resistente a este fenmeno, tales como el TRC-95 y TRC-110 que contienen el 1% de peso en Cr.



0.001 0.01 0.1 1 10 100 1000

1

0.1

0.01

10

1000

100


Pres

in

parc

ial d

e C

O 2(p

si)

Regin 1Regin 3

Regin 4

Regin 5

7

Regin 2

30

0.05 1.5

Regin 6Regin 7



TenarisTamsa 34

El nivel de corrosin esperado por bixido de carbono esperado en esta regin es mnimo y puede utilizarse cualquier grado de acero al carbn.

La inyeccin de inhibidores puede minimizar cualquier efecto corrosivo.



0.001 0.01 0.1 1 10 100 1000

1

0.1

0.01

10

1000

100


Pres

in

parc

ial d

e C

O 2(p

si)

Regin 1Regin 3

Regin 4

Regin 5

7

Regin 2

30

0.05 1.5

Regin 6Regin 7



TenarisTamsa 35

El nivel de corrosin por bixido

de carbono puede ser elevado,

siempre y cuando la cantidad de agua sea considerable y su pH sea cido, por lo que se recomienda utilizar un producto a base de cromo (13-15 Cr). Sin embargo, si la cantidad de agua es mnima el pH del agua de la formacin tiende a ser neutro bsico, entonces la corrosin se ver minimizada y un grado TRC-95 o TRC-110 puede utilizarse. Ejemplo: Campo Carmito, donde la produccin de CO2 es del 90%, pero sin agua.



0.001 0.01 0.1 1 10 100 1000

1

0.1

0.01

10

1000

100


Pres

in

parc

ial d

e C

O 2(p

si)

Regin 1Regin 3

Regin 4

Regin 5

7

Regin 2

30

0.05 1.5

Regin 6Regin 7



TenarisTamsa 36

Este nivel es de los ms altos de

corrosin, por lo que es importante

revisar la temperatura de trabajo, pH del agua de la formacin incluyendo sus cloruros (Cl-). En general puede considerarse un producto a base de cromo (22-25 Cr) principalmente cuando la cantidad de agua sea considerable y su pH sea cido. Sin embargo, Si la cantidad de agua es mnima y el pH es neutro bsico, entonces la corrosin se ver minimizada y un grado de acero TRC-95 o TRC-110 puede utilizarse.



0.001 0.01 0.1 1 10 100 1000

1

0.1

0.01

10

1000

100


Pres

in

parc

ial d

e C

O 2(p

si)

Regin 1Regin 3

Regin 4

Regin 5

7

Regin 2

30

0.05 1.5

Regin 6Regin 7



TenarisTamsa 37

Este nivel de corrosin es el ms alto de los conocidos. En estos casos se recomienda el uso de grado a base de cromo (22-25 Cr). Tambin antes de tomar una decisin es importante revisar la temperatura de trabajo, pH del agua de la formacin incluyendo sus cloruros (Cl-).



0.001 0.01 0.1 1 10 100 1000

1

0.1

0.01

10

1000

100


Pres

in

parc

ial d

e C

O 2(p

si)

Regin 1Regin 3

Regin 4

Regin 5

7

Regin 2

30

0.05 1.5

Regin 6Regin 7



TenarisTamsa 38

Durante la extraccin del aparejo se detectaron seis rupturas.

Caso: Corrosin por H2S

Ruptura del aparejo de 3 en P-110

Prof. (m)

2668

2972

3056

3106

3161

3385

Temp.(C)

84

91

93

94

95

100



TenarisTamsa 39

Caso: Corrosin por H2SEstado Mecnico, grados de acero y temperaturas

40 80 120 140 160

3 1/2 TRC-95 12.95 lb/pie (acero diseado para la corrosin).20 1089 m

30 165 m

20 60 100

26C

13 3/8 1840 m

11 3/4 2754 m

9 5/8 4758 m

7 5667 m

101 m

4558 m

5462 m

5 6106 m

160C @ 6106 m

Zona de rupturas

2.19C/100 m

5926 - 5917 m

3 1/2 P-110, 12.95 lb/pie

Lastrabarrenas de 4 3/4



TenarisTamsa 40

Caso: Corrosin por H2S y erosin

Ruptura del aparejo por agrietamiento por induccin del hidrgeno a la profundidad de 3560 m, con temperatura geotrmica de 100C.

Aparejo de produccin 4 P-110 del pozo Uech 22D

25X

Agrietamientotpico de induccinde hidrogeno.

Seccin longitudinal

Superficie interna

Cavidad aledaa ala formacin decorrosin puntual.



TenarisTamsa 41

Caso: Corrosin por CO2

Aparejo de produccin de 3 C-95 con 13 aos de operacin en el Campo Carmito con una produccin de CO2 del 70% mol.

Problemtica



TenarisTamsa 42

Caso: Corrosin por CO2Estado Mecnico, grados de acero y temperaturas

16 499 m

10 3/4 2000 m

24 48 m

7 5/8 2775 m

B.L. 5 2521 m

5 3156 mfondo 3186 m 40 50 60 70 80 90

2970-3010 m

30

32C

90 C @ 3010 m

1.94C/100 m

Datos:

Porcentaje de agua = 0.20 - 2.53 %

pH del agua de formacin: 6 - 7

Gradiente = 1.94/100 m

Profundidad a los 100C - todo el pozo

Presin parcial del CO2 en superficie:

P CO2 = Psup (% mol CO2)

P CO2 = (2,000 psi) (0.70) = 1,400 psi

Presin parcial del H2S en superficie:

P H2S = Psup (% mol H2S)

P H2S = (2,000 psi) (0.005) = 10 psi

Presin parcial del CO2 en el fondo:

P CO2 = Pfondo (% mol CO2)

P CO2 = (4,600 psi) (0.70) = 3,220 psi

Presin parcial del H2S en el fondo:

P H2S = Pfondo(% mol H2S)

P H2S = (4,600 psi) (0.005) = 23 psi



TenarisTamsa 43

Caso: Corrosin por CO2

Tabla de produccin del pozo Carmito 13Concepto

Produccin de aceiteProduccin de gas

AguapH del agua

Presencia CO2Presencia H2S

Presin en superficiePresin en el fondo

Temperatura en el fondo

Cantidad516 BPD

12.27 4.92 MMPCD0.20 2.53 %

6 - 7700,000 ppp = 79% mol5,000 ppm = 0.5 % mol140 Kg/cm2 = 2,000 psi324 Kg/cm2 = 4,600 psi

90 C



TenarisTamsa 44

Caso: Corrosin combinada H2S y CO2

Aparejo de produccin de 3 N-80 con 8 aos de operacin en el pozo Luna 3B.

Problemtica



TenarisTamsa 45


Aparejo de produccin de 3 TRC-95 con 8 aos de operacin en el pozo Luna 3B.

Problemtica



TenarisTamsa 46

Caso: Corrosin combinada H2S y CO2Estado Mecnico, grados de acero y temperaturas

20 845 m

13 3/8 2450 m

30 60 m

9 5/8 4684 m

5 5529 m

7 5339 m

B.L. 54124 m

30 60 90 120150 1800

32C

2.56 C/100 m

174C @ fondo

Datos:

Porcentaje de agua = 11%

pH del agua de formacin: 5.6

Gradiente = 2.56/100 m

Profundidad a los 100C = 2,650 m

Presin parcial del CO2 en superficie:

P CO2 = Psup (% mol CO2)

P CO2 = (3,750 psi) (0.034) = 127.50 psi

Sistema altamente corrosivo.

Presin parcial del H2S en superficie:

P H2S = Psup (% mol H2S)

P H2S = (3,750 psi) (0.0117) = 43.875 psi

Sistema altamente corrosivo.



TenarisTamsa 47


Tabla de produccin del pozo Luna 3BConcepto

Produccin de aceite

Produccin de gas

Agua

pH del agua

Presencia CO2Presencia H2S

Presin en superficie

Temperatura en el fondo

Cantidad

346 BPD

3.3 MMPCD

11 %

5.6

3.40 % mol

1.17 % mol

264 Kg/cm2 = 3,750 psi

174 C



TenarisTamsa 48

Caso: Corrosin por CO2 y dao mecnico

Aparejo de produccin de 2 7/8 grado N-80 con de operacin en el pozo

Problemtica



TenarisTamsa 49

Caso: Corrosin en conexiones superficiales

Esta corrosin es ocasionado por el CO2, la cual es denominada pitting; y se puede presentar en los componenetes tubulares, portaestranguladores, conexiones superficiales.

Problemtica



TenarisTamsa 50

Caso: Corrosin en tubera de conduccinProblemticaEn el pozo Mayacaste 1, se realiz una estimulacin de limpia y los productos de reaccin fueron eliminados, quedando la tubera de descarga y de lnea contaminada, generando un ambiente corrosivo. Posteriormente durante las operaciones de produccin del pozo, la tubera de lnea que se encontraba en un ro y manglar fug en diferentes puntos causando alta contaminacin, por lo que fue necesario cerrar el pozo y reparar la lnea de conduccin.



TenarisTamsa 51

Caso: Corrosin en tubera de conduccinProblemtica



TenarisTamsa 52

Caso: Corrosin en tubera de conduccin



TenarisTamsa 53

Caso: Corrosin por operacionesEstado Mecnico

13 3/8 197 m

9 5/8 1757 m

20 39 m

7 3290 m

Empacador a 2872 m

3225 - 3260 m

3270 m

HCl

Sal

mue

ra d

e 1

.02

gr/c

m3

ms

H

Cl

Las presiones se igualaron durante la estimulacin de limpia a 147 Kg/cm2

Durante la operacin de estimulacin de limpia con HCl, se observ una comunicacin al espacio anular a travs del empacador, quedando la tubera de explotacin y produccin expuestas al compuesto corrosivo durante seis meses.

El aparejo de 2 7/8 fue extrado observndose el dao siguiente.



TenarisTamsa 54

Caso: Corrosin por operaciones



TenarisTamsa 55

Caso: Corrosin agresiva

Corrosinagresiva

16XSentido Longitudinal

Tubera de produccin en pozos letrina. Se desconoce los productos que fueron inyectados.

Problemtica



TenarisTamsa 56

Diferencia en grados de acero

Concepto

No. Elementos API5CTUso de cromoProceso limpieza aceroUso desgafisicador vacoTipo de tratamientoGrano del aceroMxima durezaControl de durezaPrueba NACECosto

Grado N-80

2No

IndirectamenteNo

EnfriamientoAustenita

No se indicaNo se indica

No1.00

Grado L-80

7No

DirectamenteNo

Tratamiento TrmicoMartensita Revenida

23 HRCSiNo

1.05

Grado TRC-95

9Si

DirectamenteSi

Tratamiento TrmicoMartensita Revenida

21 HRCSiSi

1.30



TenarisTamsa 57


Tratamiento TrmicoDespus del laminador, la tubera se vuelve a calentar a una temperatura del 620C y se inmediato se lanza el tubo a una tina de temple, donde las molculas del acero quedan desestresadas, conviertinedose el martensitarevenida.



TenarisTamsa 58


Corrosin del L-80 por el H2S



TenarisTamsa 59

Diferencia en grados de aceroGrado L-80

TRC-95



TenarisTamsa 60

Para los diseos de las tuberas de revestimiento, produccin, conduccin y de perforacin, debern realizarse bajo los procedimientos de diseo de cargas mecnicas (cargas mximas) utilizando los criterios de diseo establecidos; pero ahora tambin hay que involucrar los factores ms relevantes que influyen en el fenmeno de la corrosin por cido sulfhdrico y bixido de carbono, para aquellos proyectos que lo requieran y que este quede diseado en ptimas condiciones para que este en funcionamiento durante toda su vida productiva.

Conclusin

General

21.01.09

Corrosin en tuberas por H2S y CO2. Factores a considerar para el diseo y seleccin de tuberas

David Hernndez MoralesServicios Tcnicos Petroleros

corrosión en tuberías h2s y co2 (2)

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