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04

April

This post is about an interesting example of how the capillary pressure data integrated with other information helped to understand the compartmentalization of a carbonate field that was under water injection.

One of the potential problems affecting the efficiency of water injection techniques is the areal variation of the rock quality. In this case study, a permeability barrier was preventing that one part of the field benefits from the waterflooding influence. No faulting or any other structural feature was observed in the seismic.

Introducción

Una de las principales problemáticas que enfrenta la industria petrolera en el Golfo de México, durante la explotación de los campos de crudos pesados y extrapesados, es el transporte de los hidrocarburos con altos contenidos de ácido sulfhídrico (H2S) y dióxido de carbono (CO2) presentes en la fase gaseosa; esto se debe principalmente a que los gases amargos originan el desgaste y dañan la integridad física de los oleogasoductos de fabricación en acero al carbono, causado principalmente por fenómenos de corrosión-erosión y corrosión bajo esfuerzo denominado Strress Corrosión Cracking (SCC).

En la Tabla 1 se muestra el contenido H2S y CO2 presente en la fase gaseosa, para algunos campos de crudos pesados y extrapesados del Golfo de México.

Tabla 1. Contenido de H2S y CO2 (fase gas)

 

Además de los gases amargos, la presencia de agua durante la explotación de los campos empeora aún más la problemática de la corrosión. La velocidad, temperatura y presión de los hidrocarburos, interactúan para crear un efecto sinérgico de erosión y corrosión, que afectan la integridad mecánica de los ductos (oleogasoductos y gasoductos), reduciendo su espesor y produciendo agrietamiento en su interior. Estas fallas pueden ser catastróficas en el personal, medio ambiente y presentar riesgos económicos por producción diferida.

 

Corrosión por presencia de CO2.

El CO2 se disuelve en presencia de agua (H2O), dando como resultado ácido carbónico (CO2 + H2O  = H2CO2), el cual es corrosivo para los ductos de acero al carbono, y se manifiesta como un desgaste o un ataque localizado como las picaduras o pitting. A alta temperatura y presión parcial del CO2 el pitting se incrementa. El proceso principal de corrosión es principalmente por reacciones catódicas y anódicas. La velocidad de corrosión depende principalmente de la composición y de los parámetros durante el transporte (temperatura, presión parcial, pH, etc).

 

Corrosión por presencia de H2S.

El proceso de corrosión es efectuada principalmente por la quimisorción (formación de enlaces químicos con intercambio de electrones) y la catálisis del H2S (aumento en la variación de la reacción química). El proceso de corrosión está acompañado por la formación de una película de sulfuro de hierro (FeS), el cual se ubica en la zona ferritica.

 

Factores que afectan la corrosión por presencia de CO2 y H2S.

La corrosión por la combinación del CO2 y H2S provoca un ambiente muy agresivo y está afectada por los siguientes factores:

  • Humedad: Para que se tenga una corrosión por CO2 es necesario la presencia de agua en contacto con el acero del ducto.
  • Presión parcial: La corrosión por CO2 resulta de la reacción de la superficie el acero con el H2CO2, la cual está relacionada directamente a la presión parcial. Debido a esto la velocidad de corrosión se aumenta con presiones parciales más altas, ya que el pH de la solución baja y la velocidad del H2CO2 se incrementa. Una presión parcial del CO2 mayor a los 7 PSI presenta una corrosión ligera, mayor a los 30 PSI indica una presión alta.

Presión parcial del CO2 = Presión total x % mol del CO2 en el gas

  • Temperatura: Es una condición crítica durante el transporte de los hidrocarburos, ya que a temperaturas altas (>50°C) la velocidad de corrosión se incrementa debido al aumento de la trasferencia de masa.
  • Velocidad de transporte: Para transporte de hidrocarburos con baja velocidad, la corrosión es baja, pero induce al pitting; cuando aumenta la velocidad genera sólidos suspendidos y burbujas de gas los cuales aumentan la erosión o cavitación en ductos.
  • pH:  Cuando el pH es alto entre 4 y 7 afecta las reacciones electroquímicas y a la precipitación de los productos de la corrosión formando capas de sulfatos que promueven la erosión de la superficie del ducto permitiendo la disolución del hierro.

Métodos para eliminación o mitigación de la corrosión en ductos por presencia de CO2 y H2S.

Los principales métodos o tecnologías para la eliminación o mitigación de la corrosión en ductos de transporte de hidrocarburos con alto contenido de H2S y CO2 presentes en la fase gaseosa, es la dilución con gas dulce, inyección a yacimiento, aleaciones resistentes a la corrosión, adsorción de lecho sólido, procesos con solventes químicos o físicos, incineración de gas, conversión directa de H2S a sulfuro, endulzamiento de gas y transporte de gas en flujo monofásico (gas disuelto en el aceite). La mayoría de los casos se requiere un alto costo de inversión debido a la gran demanda adicional de infraestructura superficial.

 

Transporte en flujo multifásico de crudo pesado y extrapesado con alto contenido de H2S y CO2.

Caso actual.

A continuación en la Figura 1, se muestra el transporte en flujo multifásico de un campo de crudo pesado de 11°API con un contenido de 29.2%mol de H2S y 20.1%mol de CO2 en la fase gaseosa, diluido con CLM de 35°API para alcanzar una mezcla final de 21°API como método de aseguramiento de flujo.

Figura 1. Transporte en flujo multifásico de mezcla en 21°API

 

Durante el transporte de los hidrocarburos de la Plataforma-A al FPSO, la fase gaseosa con alto contenido de H2S y CO2 se encuentra liberada de la fase líquida (ver Figura 2) y está expuesta al contacto con la superficie del oleogasoducto de 20pg de diámetro por 5.8 km de longitud, lo cual incrementa la velocidad de corrosión tanto por erosión como por pitting, debido a que la presión parcial que se alcanza durante el transporte es de 54 PSI en H2S y de 37 PSI en el CO2, y que por diseño tendría que ser construido con aleaciones resistentes a la corrosión, tomando como referencia los nomogramas de NACE (ver Figura 3), International (ver Figura 4) y el de la compañía Tenaris Tamsa (ver figura 5).  El utilizar una aleación especial resistente a la corrosión implica un incremento en el costo de inversión del 400% y de 24 meses para su fabricación en comparación a los ductos comercial de acero al carbono.

Figura 2. Trasporte en la envolvente de fases de la mezcla resultante de 21°API.

 

Figura 3. Nomograma de selección de materiales con alto contenido de gases amargos (NACE).

 

Figura 4. Nomograma de selección de materiales con alto contenido de gases amargos (Internacional).

 

Figura 5. Nomograma de selección de materiales con alto contenido de gases amargos (Tenaris Tamsa).

 

Alternativa para mitigación.

Una solución para mitigar el efecto de la corrosión, es el transporte de los hidrocarburos con el gas ocluido en el aceite, por medio de un sistema de bombeo multifásico, el cual permite que la fase gaseosa con alto contenido de H2S y CO2 se rediluya nuevamente en la fase líquida y a su vez no entre en contacto directo con la superficie del ducto. En la Figura 6 y Figura 7, se muestra el transporte de los hidrocarburos empleando un sistema de bombeo multifásico para elevar la presión de salida de 15 a 35 kg/cm2 (diferencial de presión de 20kg/cm2) suficiente para que la corriente gaseosa se vuelva a ocluir en el aceite y durante su trasporte de la Plataforma-A al FPSO no se vuelva a separar.

Figura 6. Transporte con sistema de bombeo multifásico.

 

Figura 7. Trasporte en la envolvente de fases con bombeo multifásico.

 

Esta alternativa de solución permite no incrementar excesivamente los costos del proyecto, debido a que evita la instalación de aleaciones especiales resistentes a la corrosión en el oleogasoducto de 20pg de diámetro por 5.8 km de longitud; por lo cual su fabricación en acero al carbono con un sobre-espesor y la aplicación de productos químicos (inhibidores de corrosión) mitigaría el riesgo de corrosión.

 

Referencias bibliográfica.

  1. NACE MR0175/ISO 15156-1 “General principles for selection of cracking-resistant materials”
  2. Tenaris Tamsa “Rangos de aplicación de materiales para ambientes con CO2 + H2S”