Este documento resume un estudio de corrosión en tubería de producción en el Campo Palo Azul en Ecuador. El estudio evaluó diferentes métodos de mitigación de corrosión como tratamiento químico, recubrimientos, uniones premium y materiales con cromo. Los resultados mostraron que el acero con 3% de cromo tuvo menor corrosión que el acero con 1% de cromo. El documento concluye que el acero con 3% de cromo es el material adecuado para este campo y que el método de evaluación de cupones bajo

1. ESTUDIO DE CORROSIÓN EN TUBING
DE PRODUCCIÓN CAMPO PALO AZUL.
PETROAMAZONAS EP
AUTOR:
LEDWIN AGUILAR MUÑOZ

2. CONTENIDO
1. ANTECEDENTES.
2. EVALUACIÓN DE CORROSIÓN.
3. ACCIONES DE MITIGACIÓN.
4. EVALUACIÓN DE CUPONES BAJO POZO
5. RESULTADOS Y CONCLUSIONES

3. 1. ANTECEDENTES.

4. Los oleoductos y facilidades de producción del Campo de extracción de
petróleo Palo Azul, Bloque 18 se encuentran ubicados en las Provincias
de Orellana y Sucumbios, República del Ecuador. Actualmente es
operado por la empresa Petroamazonas EP.

5. Los pozos de producción de este campo se caracterizan por su alta taza de
corrosión en el fondo y alta tendencia incrustante en la superficie. En el gas
la concentración promedio es 85% de CO2.
COMPOSICIÓN DEL
GAS
FIGURA 1

6. El alto contenido de CO2, ocasiona problemas críticos de corrosión interna
en el tubing de producción.
El ambiente corrosivo en los pozos del Bloque 18 se resume en la siguiente
tabla de análisis fisicoquímicos.
PROPIEDAD UNIDAD VALOR
ARENA - HOLLÍN
CO2 EN GAS %MOLAR 80-90
H2S EN GAS PPM 30
CLORUROS PPM 5000-7000
SÓLIDOS PTB 50
PRESIÓN DE BURBUJA PSI 1250
TEMPERATURA DE FONDO F 200
TEMPERATURA DE CABEZA F 180
PRESIÓN DE DESCARGA BES PSI 3000-4000
PRESIÓN DE CABEZA PSI 50-110

7. POZO BSW RUN LIFE TUBING DIÁMETRO PROFUNDIDAD
PLAB-03 50% 247 DÍAS L80 EUE 3 1/2 7000 PIES
En la mayor parte de casos la zona que presenta mayor desgaste por
corrosión se ubica en la unión roscada.
En el caso de tubería con rosca EUE se debía a turbulencia ocasionada
entre el espacio creado por la separación de los 2 tubing.

8. En el Bloque 18 desde el año 2009 los problemas de corrosión en tubing se
incrementaron, tratando primero de solucionarlos mediante tratamiento
químico, finalmente llegando a la búsqueda de soluciones adicionales como
el uso uniones Premium y material apropiado.
POZO BSW RUN LIFE TUBING DIÁMETRO PROFUNDIDAD
PLAB-03 60% 319 DÍAS L80, EUE 3 1/2 5000 PIES

9. 2. EVALUACIÓN DE CORROSIÓN.

10. 2. EVALUACIÓN DE CORROSIÓN.
2.1. CUPONES DE CORROSIÓN.
El historial de velocidad de corrosión mediante cupones de corrosión
colocados en las líneas de superficie de los pozos, no concuerdan con las
velocidades de corrosión observadas en la tubería de producción.

11. 2.2. MEDICIÓN DE RESIDUALES DE HIERRO.
La medición de residuales de hierro constituyó un método económico para
evaluar el desgaste de la tubería, para esto se ajusto el método en
laboratorio, obteniendo curvas de pasivación sin inyección de inhibidor de
corrosión.

12. 2.3. INSPECCIÓN DE TUBING.
En los trabajos de Pulling, se realiza una inspección preliminar de la tubería
cada 1000 pies con trabajos de boroscopía y ultrasonido, esto permite
obtener información de la intensidad de corrosión a diferentes
profundidades.

13. 2.4. OBSERVACIONES.
La medición de hierro en el
agua de formación es un
buen método para evaluar la
corrosión, pero los datos no
fueron congruentes en todos
los casos.
sin embargo, se determinó que para tubería N80 valores
sobre los 5 PTB de residual de hierro luego de pasivación
coincidían con altas velocidades de corrosión
La evaluación de cupones en líneas de superficie no reflejó la realidad de
corrosión bajo pozo debido a las diferentes condiciones de Presión y
temperatura.
Para el caso actual observamos que el daño por corrosión es más intensivo
desde los 4000 a 6000 pies.

14. 3. ACCIONES DE MITIGACIÓN.

15. CORROSIÓN
EN TUBING
OPCIÓN A
OPCIÓN D
OPCIÓN B
OPCIÓN C
TRATAMIENTO
QUÍMICO
APLICACIÓN DE
RECUBRIMIENTOS
JUNTAS
PREMIUM
MATERIAL
ADEUCUADO

16. 3.1. TRATAMIENTO QUÍMICO.
Debido a la configuración del casing en los
pozos no es posible instalar en la mayoría de
ellos doble capilar para proveer tratamiento
antiincrustante y anticorrosivo.
Debido a la alta tendencia incrustante en la
superficie, la inyección de inhibidor de
corrosión se realiza mediante recirculación
del pozo, utilizando el único capilar para la
inyección del inhibidor de incrustaciones.
La inyección de químico por vía de
recirculación consiste en retornar una
cantidad mínima de fluido mezclada en
superficie con inhibidor de incrustaciones.
QUÍMICO
FLUIDO DE
RECIRCULACIÓN
FLUIDO DE
PRODUCCIÓN

17. Para utilizar de manera efectiva un solo capilar se realizaron pruebas con
químico “Dual” que cumple con la función de inhibidor de incrustaciones y
corrosión a la vez. Previo análisis en laboratorio de la efectividad
antiincrustante del Dual se inyectó vía capilar en el pozo PLAA-16

18. 3.2. APLICACIÓN DE RECUBRIMIENTOS.
Debido a que la mayoría de fallas se
localizan en la zona adyacente de las
uniones del los tubing, se realizaron
pruebas con recubrimientos aplicados
sobre cupones de corrosión e
instalados en líneas de proceso.
En este proceso un recubrimiento
ofrecía resistencia a la erosión y al
ataque químico.
Actualmente el recubrimiento se
encuentra aplicado en 3 zonas de juntas
de una sarta en un pozo de producción.

19. 3.3. JUNTAS PREMIUM.
La inspección de la tubería con juntas EUE determinó alto porcentaje de
falla. Las uniones Premium también presentan corrosión luego de ser
extraídas en el trabajo de Work Over. En muchos casos la zona que
presenta mayor desgaste por corrosión coincide con la señales de
maquinado en la cara interna del tubing, siendo esta zona no cubierta por
la calamina.
Zona con Calamina
Zona de Maquinado

20. 3.4. MATERIAL ADECUADO.
La tubería con Cromo es la apropiada en estos ambientes, pero su precio
varía de acuerdo al porcentaje. Tubería con Cr1, no resultó ser la más
apropiada, en todos los casos analizados.
POZO BSW RUN LIFE TUBING DIÁMETRO PROFUNDIDAD
PLAB-03 50% 57 DÍAS L80, CR1, PRM 3 1/2 7000 PIES

21. POZO BSW RUN LIFE TUBING DIÁMETRO PROFUNDIDAD
PLAB-02 89% 633 DÍAS CR3, PRM 2 7/8 4000 PIES
Tubería con contenido de Cromo del 3% presenta baja corrosión en los
bordes de la rosca y el cuerpo.
En este caso la causa del Work Over fue aislamiento del motor de la
bomba electrosumergible

22. POZO BSW RUN LIFE TUBING DIÁMETRO PROFUNDIDAD
PLAB-25 98% 389 DÍAS CR3, PRM 2 7/8 4000 PIES
El pozo PLAB-25 presentó comunicación tubing-casing por falla
eléctrica del cable, internamente la tubería no presenta corrosión a pesar
de ser reusada.

23. 3.5. OBSERVACIONES
No fue posible obtener datos concluyentes
de la efectividad de inyección de inhibidor
de corrosión vía recirculación.
La inyección de un químico dual es una
buena alternativa cuando existe un solo
capilar y se requieren los 2 inhibidores.
En nuestro caso el uso de recubrimientos
internos no soluciona el problema, pero
pueden ser utilizados para usos específicos
de protección.
Las uniones Premium constituyen parte de la solución en pozos con alta
tendencia corrosiva, siempre y cuando sean del material adecuado.
La mejor vía de arreglo es el uso de material adecuado, en nuestro caso el
uso del Cr3 está dando buenos resultados.

24. 4. EVALUACIÓN DE CUPONES BAJO POZO.

25. Adicional a la elección de la tubería y junta de
material adecuado es fundamental tomar en cuenta
su manejo previo en bodega y control de calidad.
Tomar en cuenta que la tubería almacenada, debe
estar de la agresividad del medio.
El análisis de composición de tubing y
elementos de completación lo
realizamos mediante un equipo portátil
de análisis de composición de
aleaciones , por fluorescencia de rayos
X.
Este equipo ayudó a detectar la
existencia de sartas y elementos con
metalurgias que no correspondían a las
especificadas, generalmente debido a la
pérdida de trazabilidad.

26. En el caso del Bloque 18, no es posible determinar el material adecuado
para los pozos mediante la evaluación de cupones de corrosión en
superficie.
No es posible obtener datos fiables de la evaluación de la efectividad del
inhibidor de corrosión en el tubing de producción durante su
funcionamiento.
Es complejo y costoso evaluar en laboratorio los materiales adecuados
en fluidos con condiciones aproximadas a las reales bajo pozo.

27. CUERPO INTERNO BAYONETA
Evaluar el material adecuado superando las limitaciones citadas, es el
objetivo de este trabajo, utilizando cupones de distinta clase y evaluando
su desempeño bajo pozo con un portacupones construido para este fin.
La herramienta portacupones aloja 9 cupones, 6 en la bayoneta y 3 en la
zona interna del cuerpo.
Los cupones se encuentran con los aislamientos respectivos para evitar la
corrosión galvánica. La herramienta se baja y recupera con equipo de slick
line. Se evalúan de acuerdo al standard NACE SP0775-2013

28. Los cupones de la bayoneta y el cuerpo interno
estarán sometidas a diferentes velocidades, esto
permitirá evaluar la influencia de la velocidad en el
proceso de corrosión por CO2.
Este método evalúa la corrosión en una zona con
restricción por disminución de diámetro,
incrementando la velocidad de corrosión y obtener
datos representativos en tiempo relativamente
corto.

29. La tubería con Cromo es la apropiada
en estos ambientes, pero su precio
varía de acuerdo al porcentaje, por esa
razón, se realizó una evaluación con
cupones de distintos materiales (Cr1,
Cr3, Cr13).
La diferencia de costo de la tubería
13% Cromo es significativo con
respecto al 1% y 3%.
Generalmente para ambientes tan
corrosivos como el de palo Azul,
recomiendan el Cr13.
Los resultados que se obtengan con la
evaluación bajo pozo serán datos
importantes para la evaluación
económica final.

30. Cupones Previa Evaluación bajo Pozo

31. Cupones luego de 120 días de Exposición bajo Pozo

33. ANALISIS 200X
En los cupones de Cr1 se
visualiza la presencia de
corrosión por picadura con una
profundidad desde 378 a 380 μm.
Los cupones de Cr3 se visualiza
la presencia de pequeños puntos
de corrosión por picadura con
una profundidad de 21 a 43 μm.
Las muestras de Cr13 se
observan esporádicos puntos de
corrosión por picadura con una
profundidad de 14-23 μm.

34. ANALISIS METALOGRÁFICO
100X
Mediante análisis metalográfico
se determina que en todos los
cupones tienen las
características de un acero de
mediano contenido de carbono
aleado tratado térmicamente por
temple y revenido con una
microestructura de tipo
martensita revenida.
En todos los cupones se observa
numerosas inclusiones tipo óxido
globular con número y tamaño
igual a (ASTM E45)
# 1 1/2, en Cr1
# 2 a # 2 1/2, Cr3
# 1 1/2, en Cr13

36. 5. RESULTADOS Y CONLCUSIONES

37. El siguiente diagrama muestra la velocidad de corrosión de los cupones en función de su
contenido de Cromo y sus velocidades.
• En este caso experimental la diferencia de velocidad de corrosión entre Cr1 y Cr3 es
significativa, pero la diferencia de velocidad de corrosión entre el Cr3 y el Cr13 es
pequeña.
• Los efectos de velocidad de fluido con la velocidad de corrosión por CO2 se evidencian
en los resultados obtenidos, a mayor velocidad del fluido mayor velocidad de corrosión.

38. • Metalurgia adecuada Cr 3% para este caso de estudio.
• Método de evaluación es rápido tomo 4 meses, evitaría
pérdida de tiempo y dinero.
• Los resultados obtenidos con el portacupones utilizado en
el estudio de corrosión bajo pozo, coinciden con el historial
de corrosión del campo con respecto al uso de Cr1 y Cr3.
• El portacupones desarrollado permitirá evaluar materiales
apropiados en pozos con problemas de corrosión,
inhibidores de corrosión en condiciones reales, además de
la corrosividad de pares galvánicos.
CONCLUSIONES

39. MUCHAS GRACIAS