Mitigar la Incidencia de fugas ocasionadas por la Corrosión Interior en los ductos del Campo Sen, APBS02, ubicado en Nacajuca, Tabasco

Mitigar la Incidencia de fugas ocasionadas por la Corrosión Interior en los ductos del Campo Sen, APBS02, ubicado en Nacajuca, Tabasco

Ing. Carlos Zozaya de Gyves

Pemex Exploración y Producción

Ing. Juan Antonio Lara Magallanes

COMIMSA

CONTENIDO

1) Nombre del proyecto

2) Introducción

3) Descripción de la problemática

4) Objetivo/Objetivos

5) Propuesta de valor

6) Metodología de solución

7) Análisis de la información principal empleada

8) Resultados

9) Conclusiones

10) Recomendaciones

Introducción

En la red de ductos terrestres de Petróleos Mexicanos, se tiene una problemática de fugasparticularmente en los ductos, ocasionadas principalmente por el fenómeno de corrosión interior,por el incremento de agua en el proceso de producción.

Derivado de lo anterior, se propone el análisis y estudio del campo Sen, uno de los campos terrestresmás importantes para PEP, el cual se encuentra ubicado en terrenos del ejido Tapotzingo 2ª sección, a30 km al Noroeste del municipio de Nacajuca, Tabasco, México.

Objetivo General:

Desarrollar, validar y valorar una metodología quepermita controlar el proceso de corrosión interior,en la red de ductos terrestres de PetróleosMexicanos, de acuerdo a los parámetrosestablecidos por la NRF-005-PEMEX-2009 y NACE-SP0106-2006, tomando como modelo el campoSen.

Objetivos Específicos:

• Evaluar la problemática asociada a la corrosión en los ductos de recolección y transporte delcampo Sen.

• Correlacionar las tendencias de fugas asociadas al fenómeno de la corrosión interior.

• Establecer propuestas de mitigación a través de diversos mecanismos, como son: limpiezainterior de ductos, inyección de inhibidores, inspección interior de ductos, etc.

• Análisis costo-beneficio de nuevas tecnologías y materiales, que permitan mitigar la incidenciade fugas por corrosión interior.

• Proponer la instalación de nueva infraestructura para protección interior.

• Reducir los índices de valor de riesgo (Dólares/km-año) y velocidad de corrosión (mpa).

Actualmente el campo Sen se tiene unaproducción diaria de aproximadamente 27,000BPD de Aceite y 66 MMPCD de Gas, mismos queson recolectados y transportados a través de unared de ductos:

ServicioOperando F/O Temporal F/O Definitiva Total General

Ducto Km Ducto Km Ducto Km Ducto Km

Líneas de descarga 6 4.187 11 40.603 20 33.971 37 78.761

Oleogasoducto 8 30.675 8 18.042 - - 16 48.717

Gasoducto 1 0.083 - - 1 0.083

Total 15 34.945 19 58.645 20 33.971 54 127.561

1629.09%

1834.55%

2036.36%

Operando

F/O Temporal

F/O Definitiva

Total de

Ductos

54

Estadística de fugas Campo Sen

1785%

315%

Operando

F/O Temporal

20

FUGAS

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

20

9

3

5

17

111

Falla operativa

Asentamientodiferencial

Corrosión exterior

Corrosión interior

Falla de material(presunta corrosióninterior)Otros (presuntacorrosión interior)

Fugas

Fuga CausasCorrosión

interior

Servicio Eventos 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Líneas de descarga 12 1 0 0 1 0 0 5 5

Oleogasoductos 8 0 0 0 0 0 0 2 6

TOTAL 20 1 0 0 1 0 0 7 11

La problemática es generalizada en los diferentes activos de producción terrestres (BloquesNorte y Sur), tanto en los sistemas de recolección y transporte de gas y aceite por ducto, elprincipal mecanismo de daño es la corrosión interior.En el periodo 2010-2017 se tienen 1,623 fugas, de las cuales 1,063 equivalentes al 65% son debidoa corrosión interior.

78171%

22921%

111%

111%

40.003%

646%

1,100fugas

Fugas en ductos que transportan aceite - agua

Corrosión Interior

Corrosión Exterior

Falla de material

Otras

Daño por terceros

Fuera de operacióndefinitiva

28254%

8416%

204%

143%

132%

11021%

523Fugas

Fugas en ductos que transportan gas

Descripción de la problemática

El incremento de fallas a causa de corrosión interior en la red de Ductos de Acero al Carbono en elcampo Sen, está asociado al incremento en el volumen de agua manejado.La proyección mediante línea de tendencia (función lineal) muestra el incremento del agua deproducción en los próximos años.

0

25

50

75

100

125

150

175

200

0

20,000

40,000

60,000

80,000

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

GA

S T

OT

AL

(M

MP

CD

)

BP

D

Campo Sen

Aceite (BPD) Agua (BPD) Gas Total (MMPCD) Lineal (Agua (BPD))

7 % 33 %

0

20

40

60

80

100

Ag

ua (

%)

Agua

Promedio =

36.4%

0

1,000

2,000

3,000

4,000

BP

DAceiteneto

Agua

Promedio Aceite

neto = 1,000.9 BPD

Promedio Agua =

477.2 BPD

Notas:1. Se observa que los pozos Sen 11, 13, 73, 99, 118 138 y Terra 1 y 21 actualmente tienen una producción de

agua mayor al aceite neto.

% Acum Producción Pozos

Aceite Bruto (BLSD) % AGUA % Acum Agua

81%

1 TERRA 114 3,107 0.6%

8%

2 TERRA 121 2,906 3.5%3 TERRA 143 2,371 1.3%4 TERRA 4 2,006 2.5%5 TERRA 23 1,377 2.3%6 TERRA 12 1,315 1.0%

90%7 TERRA 25 1,384 42.7%

53%8 TERRA 21 1,661 53.4%

100%9 TERRA 11 767 0.8%

100%10 TERRA 1 1,321 65.3%11 TERRA 3 975 67.1%

TERRA 19,190 16.9%

84%

1 SEN 97 1,862 48.0%

74%

2 SEN 99 2,327 74.0%3 SEN 213 799 25.2%4 SEN 73 1,440 59.4%5 SEN 11 1,264 56.7%6 SEN 63 987 48.4%7 SEN 111 478 42.1%

94%8 SEN 118 969 72.8%

85%9 SEN 51 233 10.7%

100%

10 SEN 138 943 84.6%

100%11 SEN 13 296 78.7%12 SEN 3 63 9.5%13 SEN 212 44 29.5%

SEN 11,705 58.5%

Samaria – Luna, con producción de 151,930 y

32.9% de agua

Bat. Luna

Bat. Pijije

Bat. Sen

Bat. Oxiacaque

Cabezal

Sen Sur

Cabezal

Sen 203

Cabezal

Sen 95

Cabezal

Sen Norte

Cabezal

Terra 114

Cabezal

Terra 1

33 %

67 %

0.4 %

0.2 %

9 %

11 %

24 %

10,095

bpd

20,800

bpd

1 OLG2 OLG

1 OLG1 OLG

3 OLG1 OLG 1 OLG

1 OLG1 OLG3 OLG

7 Fugas 7 OLG FOCampo Sen

2 FugasCampo Terra

13

CO2-corrosion

Top of line corrosión

H2S-corrosion

Sulphidesstress cracking (SSC)

Stress corrosión cracking (SCC)

Hydrogen inducedcracking (HIC)

Corrosion-erosion

Underdeposit corrosión

Galvaniccorrosión

Elemental sulphur

Carry-overof glycol

H2S

H2S + Cl

PreferentialWeld corrosión

CO2

O2

CO2

CO2

H2S + ∆P

BacteriasArenas +O2/CO2

O2 / CO2+sedimentos

O2 / CO2

(H2S+O2)/(S)

(H2S+O2)/(CO2)

(H2S+O2)/(S)

Acid

H2O

MIC

O2-corrosionAcid corrosión

Se observan depósitos de origen carbonatoso y sedimentaciones adheridos a la superficie interiordel ducto, estos residuos vienen disueltos en el H2O asociado a la producción de los HC’s.

Estos sedimentos y depositaciones favorecen la corrosión denominada “bajo depósito”,directamente relacionados con la presencia de CO2 (contenido en la fase gaseosa de los HC’ s), el cualse disuelve en la fase acuosa formando ácido carbónico y, por la naturaleza incrustante del agua,queda impregnado en la pared interior del ducto; formando capas de mayor espesor al paso deltiempo y ante la falta de programas regulares de limpieza interior de ductos.

LDD de 8” Pozo Sen 11 a Cabezal Sen Norte, km 0+874.50

La sedimentación e incrustación decarbonatos al interior del ducto, ocasionaque el inhibidor de corrosión no tengaadherencia con la pared del ducto,disminuyendo la eficiencia del tratamientoquímico.

Derivado de las corridas con equipo delimpieza, se han obtenido grandescantidades de sedimentos, cuyacaracterización es principalmente óxidode fierro.

Análisis de falla de la Fuga en la línea de descarga de 8” del pozo Sen 11 – cabezal Sen Norte

Derivado de una fuga en la LDD de 8”D.N. del Pozo Sen 11 – Cabezal Sen Norte, se realizó el análisis de falla para caracterizar el mecanismo de daño.

Aspecto de la muestra tras retirarle el lastre. Vista general del interior de la muestra

Información técnica de la línea de descarga

1. Inspección Visual 2. Caracterización de Materiales 2.1. Caracterización Química 2.2. Caracterización Microestructural2.3. Prueba de Dureza 2.4. Ensayes de Tensión 3. Difracción de Rayos X 4. Microscopía Electrónica de Barrido 5. Análisis de Resultados

METODOLOGÍA DEL ANÁLISIS

Depósitos de incrustación blandos

INSPECCIÓN VISUAL

Por el exterior presenta recubrimiento externo a base decintas poliolefínicas de la marca Raychem.

Por el interior se observa presencia de un canal de pérdidametálica en el eje de las 6:00HT, con ancho de 30 a 80 mm,longitud de 1450 mm.

Dentro del canal se observan picaduras con una tendencia ala alineación sobre los extremos del canal.

La observación detallada de las picaduras corrobora elmecanismo de crecimiento por coalescencia de lasmicropicaduras que se forman en la superficie del canal decorrosión y una tendencia a la formación de mesetas.

Se realizó la prueba de ácido clorhídrico aplicado sobre eldepósito blanco, la reacción negativa de efervescencia permitedescartar la presencia de carbonatos, mientras que la pruebaaplicada sobre la superficie depósito – tubo confirmó lapresencia positiva por carbonatos de hierro (FeCO3) y calcio(CaCO3) debido a la efervescencia que mostro la pátina dellado del tubo.

CARACTERIZACIÓN DE MATERIALES

Microestructura

Dureza

Composición química

Ensayos de tensión

DIFRACCIÓN DE RAYOS X

De acuerdo al espectro se encuentra constituida por el carbonato de hierro Siderita (FeCO3), el óxidode hierro Magnetita (Fe3O4) y el sulfato doble de estroncio - bario Celestita de Bario (BarianCelestine) (Ba0.5Sr0.5SO4).

MICROSCOPÍA ELECTRÓNICA DE BARRIDO

Esquema de una celda de concentración simple mostrando algunas de las reacciones factibles en el proceso de picadura bajo depósitos porosos en presencia de cloro.

ANÁLISIS DE RESULTADOS

1. El daño identificado corresponde con corrosión interna, la cual fue generada por unmecanismo de corrosión por CO2 bajo depósitos de Baritas de Estroncio (sulfato doble de bario yestroncio).

2. El mecanismo de corrosión se intensificó debido a la baja consolidación, baja porosidad yfalta de adherencia de la capa de depósitos de barita, favoreciendo la formación de celdas deconcentración bajo depósitos de barita, dando lugar al inicio del proceso de pérdida metálica porpicadura.

3. Se presenta la disminución del pH debido al desprendimiento de protones (H+), fenómenoconocido como protonización, incrementando la severidad del proceso corrosivo. Asimismo, lapresencia de iones cloruro intensifica la reducción local del pH, agravando la severidad delataque, ya que se puede formar ácido clorhídrico al interior de la celda. Dando lugar a un cicloautocatalítico de corrosión, en el cual, mientras exista ingreso de fase acuosa con cloruros alinterior de la celda, se mantendrá activo el proceso de corrosión.

4. Presencia de iones cloruro dentro de las celdas de corrosión. La aplicación de inhibidor contrala corrosión tiene pocas probabilidades de ser efectiva y eficiente. Lo anterior puede reducir aúnmás su eficiencia si el régimen de transporte es estratificado de baja velocidad y si no existefactibilidad técnica para correr diablos de limpieza.

CONCLUSIONES

1. Se concluye que el daño por corrosión interna se debió a la acumulación de fase acuosa alinterior del ducto; la cual generó perdida metálica por corrosión interna por CO2 bajo depósitosde baritas de estroncio. Los agentes corrosivos fueron la presencia significativa de CO2 y la altaconcentración de cloro, ambos disueltos en fase acuosa. Lo anterior dio lugar a la formación deun mecanismo de corrosión por celdas de concentración, capaces de promover la perdidametálica sobre la parte baja del ducto.

2. La presencia confirmada de depósitos sulfato doble de bario estroncio, con variaciones en laestequiometria del bario y estroncio, es congruente con reacciones entre la fase acuosa delyacimiento. El patrón de nucleación y el crecimiento columnar de los cristales de baritas deestroncio permiten establecer que este compuesto se formó por una reacción de precipitacióndentro del ducto y descartan que éste se deba al arrastre de material sólido proveniente delyacimiento.

3. Con base en el alto volumen del corte de fase acuosa transportada; la presencia de agentescorrosivos CO2 y cloruros, disueltos en la fase acuosa; de la severa incrustación de depósitos debarita de bario-estroncio, frágiles, sin consistencia y con baja adherencia; del historial de fallassimilares en diferentes líneas del activo Samaria Luna; es posible establecer que éste mecanismose encuentra presente y activo en otros puntos de la línea.

Notas:1. Durante periodos de retiro de testigos corrosimétricos, se ha encontrado que ductos que tienen condición de operando en el Censo

SAP, se encuentran f/o en campo. Por lo tanto, se debe ratificar la condición de operación de los ductos.

ServicioCon monitoreo Sin monitoreo

Total

Operando f/o temporal Operando f/o temporal

Líneas de descarga 1 1 6 9 17Oleogasoducto 6 6 2 2 16Gasoducto 0 0 1 0 1TOTAL 7 7 9 11 34

0

10

20

30

40

50

60

54

20

187 11

16

7

9

Operando

F/O Temporal

F/O Definitiva

Total Condición de

operación

Ductos

evaluados

Ductos sin

evaluar

750.0%7

50%

En blanco

Con inyecciónde inhibidor

Ductos

evaluado

Evaluación de velocidad de corrosión Campo Sen

Evaluación de velocidad de corrosión Campo Sen

Notas:1. Este ducto actualmente opera de forma parcial, desde una interconexión (disparo) cerca del Pozo Sen 51 hacia el Cabezal Sen Norte. La

primera sección del 0+000 a la interconexión se encuentra fuera de operación.2. El tipo de evaluación se refiere a blanco con límite 1 mpa para ducto sin tratamiento con límite 2 mpa para ductos con tratamiento

mediante inyección de inhibidor de corrosión.

N° DuctoCondición de

operación actual

Tipo de

evaluación2

Fecha de ultimo

retiro de testigos

Velocidad de

corrosión (MPA)

1 OLG CAB SEN 95 - CAB SEN NT 8"X4.689 km (M) operando1 Blanco 04/10/2016 4.9855

2 OLG CAB SEN SUR- TDR SEN 8"X1.123 km f/o temporal Blanco 04/10/2016 4.6918

3 OLG CAB SEN 203-CAB SEN 95 8"X1.021 km f/o temporal Inyección 04/10/2016 3.5400

4 OLG CAB SEN NTE-T EXT BATSEN 20"X1.537km f/o temporal Inyección 15/11/2016 2.3777

5 OLG CAB SEN NTE-TR SEN 8"X1.388 km f/o temporal Blanco 04/10/2016 2.0690

6 OLG CAB SEN 95 - CAB SEN NT 12"X4.943 km f/o temporal Inyección 19/11/2013 1.6679

7 OLG CAB SEN 203-CAB SEN 95 16"X0.819 km f/o temporal Inyección 15/11/2016 0.8609

8 OLG CAB TERRA 1-CAB SEN SUR 20"X9.773 km Operando Inyección 15/11/2016 0.6387

9 LDD P TERRA 23-CAB SEN SUR 8"X 9.674 km f/o temporal Blanco 05/10/2016 0.4828

10 OLG CAB SEN 95- CAB SEN NORTE 16"5.009km Operando Inyección 15/11/2016 0.3266

11 OLG CAB SEN 95-CAB SEN NORTE 8"X4.645 km (G) f/o temporal Blanco 04/10/2016 0.1566

12 LDD P SEN 301 - CAB SEN 203 8"X5.798 km f/o temporal Blanco 04/10/2016 0.1511

13 OLG CAB SEN NT - CAB SEN SUR 16"X1.767km Operando Inyección 05/10/2016 0.0791

14 OLG CAB SEN NT-INT OLG16"D.N.16"X1.441km f/o temporal Blanco 05/08/2013 0.0379

Especiescorrosivas

Mínimoppm

Máximoppm

Promedioppm

Criterio

CO2 150.00 443.48 277.31 >100 ppm → Velocidad de corrosión > 2 MPA(¹)

H2S 4.15 118.55 57.75 >200 ppm → Velocidad de corrosión > 2 MPA(¹)

SO4 1.55 240.00 115.01 Rango típico: 5 - 200 mg/L(²)

Cl 18,224.10 138,408.51 63,841.96 >10,000 mg/L → formará picaduras(¹)

SDT 25,100.00 248,215.00 114,968.70 Rango típico: 10,000 – 350,000 mg/L(²)

Parámetro Mín. Máx. Promedio Interpretación

pH 5.60 7.40 6.48 Fase acuosa ligeramente ácida

ISD -0.39 3.17 1.29 El agua está sobresaturada de CaCO3 y tenderá a formar incrustaciones de este compuesto.

Referencias¹Corrosion Control in the Oil and Gas Idustry, Sankara Papavinasam, 2013.²The Nalco Water Handbook, 2nd. Edition.

Caracterización fisicoquímica de fase acuosa Campo Sen

Gráfica de Stiff

14 de 15

11 de 19

Operando

F/OTemporal

Ductos con de Integridad Mecánica

De 6 ductos principales se ha realizado la evaluación deintegridad mecánica en 5 ductos, de los cuales solo 1 serealizó a partir de una inspección con equipoinstrumentado, 1 por inspección con Ondas Guiadas y 3fueron realizados por Prueba Hidrostática .

0

5

10

15

15

43 2 5

1

Total operando Prueba hidrostática Inspección Interna

Onda guiadas Inspección muestral Sin DIM

0

5

10

15

20

19

5

0

3 38

Total fuera de operación temporal Prueba Hidrostática

Inspección interna Ondas guiadas

Inspección muestral Sin EIM

DUCTOS OPERANDODUCTOS F/O TEMPORAL

TVR

Año

Insp / AIMAño

TVR

2

PMPO

Año

TVR

P Falla

Vcorr 1

Vcorr 2

Administración Integridad

Zona Falla Inminente

Zona Fuera de Norma F.S.

(Clase Loc.)

Pope

Revaluación IM►

Administración Integridad, TVR > 5 años

Escenario de Mejora , TVR > 10 años

Escenario de Atención a Falla Presentada

►

►

►

• Administración Integridad para TVR > 5 años

• Monitoreo de los sistemas para control y prevención de la corrosión.• Apto para manejo de producción en condiciones actuales.

• Inspección básica y el mantenimiento preventivo

• Escenario de Mejora Continua con TVR > 10 años• Estudios especializados de inspección, evaluación de la Integridad Mecánica y rehabilitación.

• Disponibilidad de ductos en el mediano y largo plazo.

• Mantenimiento preventivo y correctivo.

Administración de la Integridad de Ductos

Instalación de TuberíaFlexible

• Las Conexiones son Fáciles, Rápidas y Seguras de Instalar

• Se instalan con herramientas manuales, no se requiereningún equipo especial o adicional .

Alternativas de Solución

Instalación de tubería Flexible No Metálica.Se propone el uso de tubería de 3”Ø propiedad de PEP,ubicada en Reynosa Tamps. Esta tubería es de fibra reforzadaenrollable de Fiberspar de 1,500 psi y resistencia a latemperatura hasta 60º C.

Sen 11Sen 111

Sen 51

Sen 13

Sen 73

Cabezal Recolección Sen N

B.S. SEN

LDD Sen 11 РCAB Sen 71 8ӯ

X 0.920 KM

LDD Sen 13 РCAB Sen 71 8ӯ X

0.920 KM

LDD Sen 111 РCAB Sen 71 8ӯ

X 1.360 KM

LDD Sen 73 РCAB Sen N 8ӯ

X 1.469 KM

LDD Sen 51 РCAB Sen N 8ӯ X

2.240 KM

Propuesta de separación in situ para eliminación de agua

Se proponte instalar un proceso de separación para eliminar agua en el Cabezal Sen 95 y Sen Norte.

Aceite Bruto(BPD)

Aceite Neto(BPD)

Gas Total(MMPCD)

Agua(BPD)

%Agua

6,755 2,510 7.6 4,245 62.84

Beneficios:

Eliminar 15,327 BLS de agua. Disminuir el consumo de inhibidor

de corrosión en la corriente Sen. Al eliminar el agua la amenaza de

corrosión interior se minimiza. Eliminar producción diferida por

fugas de corrosión interior. Mejorar la imagen ante la

comunidad

Producción manejada en Cabezal Sen 95.

Aceite Bruto(BPD)

Aceite Neto(BPD)

Gas Total(MMPCD)

Agua(BPD)

%Agua

17,976 6,894 20 11,082 38.35

Producción manejada en Cabezal Sen Norte

Evaluación FinancieraAlternativa TIR

Ducto tradicional (tubería metálica)

15%

Ducto (tubería no metálica)

29%

Vida útil de 20 años

Producción promedio diaria de 750 BPD de aceite

Tasa de interés anual de 10%

Costo anual de mantenimiento

Consideraciones para el análisis

¡Gracias!

Sesión de preguntas y respuestas