Corrosion

Mejoras Operacionales en Producción y Compresión de Gas

EVALUACIÓN D DE V VELOCIDADES D DE C CORROSIÓN P POR C CO2 A A C CONDICIONES OPERACIONALES M MEDIANTE M MODELOS M MATEMÁTICOS E EN L LA P PLANTA COMPESORA A AMANA- P PDVSA D DISTRITO N NORTE * Mónica Pino, * Venus Acevedo, ** Fernando Pino [email protected],[email protected],, [email protected] [email protected],[email protected] * PDVSA – Oriente / Distrito Norte Sptcia. Ing. y Control de Corrosión Sptcia. Tecnologías Aplicadas Campo Rojo, Casa H-01 PDVSA Exploración y Producción, Punta de Mata,0291-6607491 Apartado Postal 1606, Monagas 6201-A. Venezuela ** Universidad de Oriente, Núcleo de Monagas Escuela de Ingeniería de Petróleo Campo Los Guaritos. Avenida Universidad. Apartado Postal 234. Monagas 6201-A. Venezuela RESUMEN El gas manejado en la Planta Compresora Amana con una producción de 420 MMPCND, tiene alto contenido de gases ácidos. Por tal razón, se evaluaron velocidades de corrosión para dos condiciones operacionales, usando modelos matemáticos

Predict y Norsok . En

primer lugar se caracterizo el gas, se determinó

condiciones hidrodinámicas del fluido y se realizó monitoreo de parámetros fisicoquímicos y por último, se calcularon velocidades de corrosión para cotejarlas con valores de campo. La evaluación permitio que el mecanismo de corrosión predominante es por CO 2, considerándose severo a partir de la segunda etapa de compresión y los puntos susceptibles a corrosión por acumulación de líquido se encuentran a la salida de los enfriadores. El tipo de flujo predominante es estratificado, las velocidades de líquido y gas se encuentran todas por debajo de la velocidad crítica, descartando la posibilidad de erosión/corrosión. El análisis de parámetros fisicoquímicos determino que el fluido manejado en la planta es de alto potencial corrosivo y las velocidades de corrosión de los programas, resultaron mayores a presiones de 1200 lpcm e indicaron la necesidad de mantener inyección

XVII Convención de Gas , AVPG, Caracas, Venezuela, 23 - 25 de Mayo, 2006

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continua de inhibidor de corrosión a una eficiencia por encima del 95%. Al validar estos modelos con el valor real la menor desviación la presento el Predict (9,25%). INTRODUCCION En PDVSA Distrito Norte (Punta de Mata) el gas natural es transportado por gasoductos hasta el Centro Operativo Muscar, donde se trata y posteriormente se transmite y distribuye para la venta al centro del país (60%) y el resto (40%) se usa para inyección al subsuelo y/o recobro de crudo. El gas proveniente de las estaciones de flujo Amana, El Tejero, Musipan, Muri, Carito y Santa Bárbara se comprime desde presiones de 60 y 450 lpcm hasta valores de 1200 lpcm en las plantas compresoras Amana (COA), Tejero (COT) y Muscar (COM), utilizando para ello un esquema de compresión de tres etapas, cada etapa se realiza en un conjunto constituido de un depurador, un compresor y un enfriador. La Planta Compresora Amana es la de mayor capacidad instalada (555 MMPCND instalados), recibe gas de 60 y 450 lpcm, el cual es comprimido hasta 1200 lpcm y luego enviado al Centro Operativo Muscar para ser procesado y/o acondicionado eliminando el H 2S y agua. El gas producido en esta zona es considerado de alto contenido de líquidos (hidrocarburos y agua), además de un alto porcentaje de gases corrosivos como sulfuro de hidrógeno (H 2S) y dióxido de carbono (CO2) en un rango de concentraciones entre 80 ppm V. de H2S y 8.45

V/V %

molar de CO2, considerándose este último como principal agente corrosivo en presencia de agua para los sistemas de compresión , principalmente en los cabezales de succión de las corrientes de gas de 60 y 450 lpcm, etapas intermedias del proceso de compresión y en la descarga de gas a 1200 lpcm, correspondiendo las dos ultimas etapas a la salida de los enfriadores. Debido que en la salida de los enfriadores y la succión de gas se presenta la mayor condensación de líquidos por efecto de los cambios de presiones y temperatura, aumentando la posibilidad de que exista agua libre en contacto con el material que constituye las tuberías (acero al carbono).


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PROBLEMÁTICA Los problemas por corrosión en la Planta Compresora Amana se ven afectados principalmente por los continuos cambios de segregación de gas que tiene la planta; ya que a condiciones normales recibe gas procedente de las estaciones de flujo Carito, Amana y excedente de Musipan; pero en ocasiones especiales por mantenimientos mayores de instalaciones y/o paradas de otras plantas, ésta puede manejar y procesar el gas proveniente de: Planta Tejero(COT) y/o Centro Operativo Muscar (COM), con diferentes contenidos de líquidos y gases corrosivos,l ocasionando así cambios en las condiciones de operación de la planta, tales como: presión, temperatura y composición del gas, lo que dificulta la estimación y control del potencial corrosivo; y a pesar de controlarse mediante la inyección de inhibidores de corrosión y equipos de monitoreo en campo. Se hace necesario evaluar las velocidades de corrosión por CO2 en la planta, a fin de establecer el potencial corrosivo en diferentes condiciones de operación (cambios en la segregación de gas de entrada). PROCEDIMIENTO EXPERIMENTAL Para determinar el potencial corrosivo de la Planta Amana se tomo como primer escenario (Caso I) las condiciones de operación normales de la planta, las cuales se dan cuando el gas de alimentación es proveniente de: Estación de Flujo Amana, Estación Carito y un excedente de la estación de Flujo Musipan; y como segundo escenario (Caso II) cuando se recibió gas proveniente de la Estación de flujo Muri, Musipan Carito y Amana (por Mantenimiento mayor en uno de los compresores de la Planta Compresora Muscar). Se utilizaron paquetes de simulación de condiciones termodinámicas e hidrodinámicas a lo largo de las tuberías y equipos, lo cual permitirá obtener velocidades de fluido, patrones de flujo y puntos de acumulación de líquidos, se realizó toma de muestras líquidas en la descarga de depuradores para análisis fisicoquímicos, análisis cromatograficos de gas para las diferentes segregaciones, además se aplicaron modelos matemáticos para la estimación de XVII Convención de Gas , AVPG, Caracas, Venezuela, 23 - 25 de Mayo, 2006

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velocidades de corrosión por CO2. (Predict 4.0 y Norsok), comparándolos con resultados de campo, permitiendo validar los modelo matemático y la certera predicción de velocidades de corrosión por CO2 a las diferentes condiciones de operación. RESULTADOS

Revisión de las variables operacionales La Planta Compresora Amana esta dividida en dos Fases: Fase I (turbina 1,2 y 3) y Fase II (turbina 4,5 y 6). Para efectos de la evaluación se considero una turbina de cada fase (Turbina 1 y 4). La revisión de las variables operacionales del proceso de compresión (temperatura, presión y flujo ) se realizo con una frecuencia semanal, por un periodo de cuatro meses; de manera tal de estudiar los dos casos. Los datos fueron tomados del panel de control de la planta, el cual refleja los parámetros operacionales de los seis (6) trenes de compresión, para cada etapa del proceso. En la figura 1, se puede observar el esquema de la Planta. y en la figura 2 el esquema de compresión usado.

Cupón PRE Inyección Cabezal de Succión de media

Fuentes de Alimentación

COAE COTE STBE

20”

Separador 450

T o m a m u e s t ra

Cabezal de Succión de baja

C u e l lo s / a d e c u a r

20” T-1

Fase I COAE COTE STBE

30”

Separador 60

30”

T-2 T-3

CARITO MUSCAR MUSIPAN MURI

20” 20”

Separador 450

20”

T-5

Fase II CARITO MUSCAR MUSIPAN MURI

T-4

36”

Separador 60

36” T-6

Figura 1. Esquema de la Planta Compresora


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Depurador 180 lpcm

Depurador 60 lpcm De cabezal de succión 60 lpcm

P=450 lpcm T=239ºF

P=1150 - 1290 lpcm

Depurador 450 lpcm

T=120 ºF

T=120 ºF

Enfriador I 180 lpcm

T=120 ºF

Enfriador III 1200 lpcm

Enfriador II 450 lpcm

P = 2 0 0 lp c m T=247 ºF

P = 1 2 0 0 l p cm T = 2 9 0 ºF

Compresor 18 00 -450 lpcm lp cm

Compresor 60 - 180 lpcm

Depurador 1200 lpcm

Compresor 45 00 - 1200 lpcm

Línea de campo 450 lpcm

Figura 2. Esquema de compresión de la Planta Compresora En las tabla N 1 se muestran los valores de presión y temperatura, los cuales aumentan a la salida de cada compresor y disminuyen a la salida de cada enfriador representando esto el comportamiento regular de operación de la planta, consecuencia a que cuando el gas pasa por el sistema de compresión se hace necesario enfriarlo y producto de este enfriamiento hay formación de líquidos (hidrocarburo y agua) en el gas, y luego para evitar fallas en la siguiente etapa de compresión se debe someter el gas a un proceso de depuración cumpliendo así con el esquema de operación de los tres niveles de presión de la planta (180, 450 y 1200) lpcm. Fase I Parám etros

Pe (lpcm)

Ps (lpcm)

Te (ºF)

Ts (ºF) Flujo (M M PC N D )

Nivel de Presión(lpcm)

180 450 1200 180 450 1 20 0 180 450 1200 180 450 1200 180 450 1200

T1

T2

2 5 -O c t

2 8 -O c t

1 4 -N o v

57 203 425 219 438 1 26 0 1 1 0 ,1 1 1 6 ,3 1 0 6 ,1 2 5 5 ,8 2 1 6 ,6 2 5 8 ,3 3 1 ,9 2 9 ,7 1 7 4 ,0 7

57 207 437 230 450 1 25 5 1 01 ,4 110 1 0 1 ,8 2 4 9 ,6 212 2 4 8 ,5 2 8 ,5 2 6 ,9 7 2 ,6

53 203 423 230 448 4 37 1 2 8 ,4 1 1 0 ,8 105 2 4 4 ,2 2 0 8 ,7 2 5 0 ,2 3 4 ,0 4 3 1 ,7 2 7 4 ,6 8

T3

8 - Oc t

1 1 -O c t

1 8 -O c t

1 4 -N o v

2 0 - N ov

1 1 -O c t

2 0 -N o v

5 7 ,7 2 0 2 ,9 4 3 9 ,1 2 2 0 ,1 4 4 8 ,1 1 24 1,6 1 01 ,7 1 1 8 ,1 1 0 6 ,1 2 2 8 ,7 2 1 5 ,7 2 7 2 ,2 3 9 ,7 3 7 ,5 9 3 ,2

5 6 ,6 1 9 7 ,5 4 23 ,1 2 1 3 ,1 4 3 1 ,4 1 25 3,4 1 1 6 ,9 1 0 6 ,9 9 9 ,2 2 2 3 ,2 2 0 5 ,9 2 7 1 ,2 3 9 ,4 3 6 ,8 84

57 198 413 213 420 1 22 5 1 0 6 ,4 108 101 227 207 277 3 6 ,9 3 5 ,8 8 2 ,8

5 7 ,4 1 9 9 ,3 4 2 0 ,1 2 1 5 ,5 4 2 7 ,8 1 25 1,5 9 6 ,2 1 0 8 ,8 9 8 ,8 2 2 2 ,6 2 0 5 ,6 2 6 9 ,4 3 9 ,7 3 7 ,4 8 7 ,5

5 7 ,5 2 0 9 ,5 4 3 0 ,6 2 2 5 ,2 4 3 8 ,9 1 25 7, 6 9 6 ,3 1 1 4 ,7 1 0 1 ,3 2 2 9 ,1 2 1 3 ,8 2 7 2 ,1 3 8 ,1 3 6 ,2 8 9 ,7

5 4 ,9 2 1 2 ,7 4 2 7 ,4 2 1 4 ,3 4 3 4 ,2 1 24 0,5 98 1 0 3 ,1 102 2 5 0 ,8 212 2 8 1 ,1 6 1 ,3 3 2 ,2 8 1 ,9

5 5 ,2 2 1 7 ,6 4 3 6 ,5 2 2 1 ,6 4 4 3 ,8 1 26 3,1 9 4 ,2 110 1 0 2 ,2 2 46 ,7 2 1 5 ,6 2 72 ,6 3 2 ,5 33 82


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Parámetros

Fase II

Nivel de Presión(lpcm)

T4

T5

T6

8-Oct 11-Oct 18-Oct 25-Oct 28-Oct 14-Nov 20-Nov 8-Oct 28-Oct 11-Oct 18-Oct 25-Oct 14-Nov 20-Nov Pe (lpcm)

Ps (lpcm)

Te (ºF)

Ts (ºF) Flujo (MMPCND)

180 450 1200 180 450 1200 180 450 1200 180 450 1200 180 450 1200

54,3 185,2 446,4 190,7 460,3 1228,4 102,8 117,6 110,2 283,4 245,5 278,5 30,5 31,2 91,3

55,1 181,4 426,1 188,5 437,2 1235,4 92,4 101,4 99,99 246,9 283,3 278 27,3 27,5 77,2

55 180 415 186 427 1216 93,5 104 104 251 238 286 28,1 28,6 79

55,2 181 427,1 189,2 438,9 1216,3 105,2 112,3 107,1 253,4 240,8 281,3 29,2 28,9 77,3

188,1 447,9 1214,5 29,2 29,1 82,7 264 239 277 59 180,8 435,9 29,2 29,1 82,7

54,5 179,1 423,7 189,1 437,2 1235,9 96,9 110,2 100,9 240,3 283,3 275,3 32,6 31,9 78,1

56,4 184,9 434,6 192 447 1240,2 94,9 111,9 104,7 259,9 242,3 280,5 30,1 30 82

55,6 189,6 451,2 189,1 464,1 1233,8 101,8 121,5 107,8 234,8 248,1 261,8 31 31,1 86,1

55,6 186,8 437,2 190,3 449,8 1216,3 100,1 116,2 106,9 201,4 244,7 267,1 30,1 30,5 80,1

56,6 192,4 422,4 196,7 435,7 1244,9 93,3 102,7 96,9 244,1 216 272,5 24 24,8 73,6

56,4 171 421 179 427 1223 94,2 102 96,4 246 216 273 23,4 23,4 69

55,8 191,4 430,3 199,7 438,6 1224,5 106,3 112,8 102,6 248,7 222,5 273,2 25,3 24,5 71,1

53,9 183,1 425,8 193,6 435,6 1249,6 97,8 113,6 97,8 239,1 222,5 270,3 28,6 27,9 78,1

57,2 196,4 431,1 204,5 445,3 1249,9 95,6 110,8 99,1 244,6 222,8 270,1 24,8 24 73,4

Tabla N 1 Valores de presión y temperatura El aumento de temperatura experimentado por el gas en cada etapa de compresión es producto de una mayor actividad e interacción molecular en el gas por efecto de la compresión sufrida. Cabe destacar que la mayor influencia de la temperatura sobre el proceso de corrosión interna en las tuberías de la Planta Compresora Amana se espera en las líneas que se encuentran entre la descarga del turbocompresor y la descarga de los enfriadores, ya que en este tramo es donde el gas alcanza una mayor temperatura, y tal como se establece cinéticamente cuando la temperatura de un proceso aumenta su velocidad incrementa, acelerando de esta manera las reacciones que dan origen a la corrosión. En la figura 3 se observa el perfil de temperatura para estos tramos y el tipo de corrosión que se presente según clasificación hecha por Ikeda. 300 C o r r o s i ó n l o c a li z a d a

250 ) F º ( . p m e T

200 150 100

C o r r o s i ó n U n i fo r m e

50 0 CompEnfr.

EnfrDep.

1 8 0 lp c m

CompEnfr.

EnfrDep.

4 5 0 lp c m

CompEnfr.

EnfrDep.

1 2 0 0 lp c m

Etapa


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Figura 3.- Perfil de temperatura para los tramos compresor-enfriador- depurador de los tres niveles de presión de la planta Segregaciones de gas de entrada a la planta Con la finalidad de estudiar el comportamiento diario de las segregaciones de gas a la planta (estaciones de la cual proviene el gas), para cada nivel de presión, se determinaron diariamente las tasas volumétricas de gas de entrada, para los dos casos en estudio. Esto se llevo a cabo aplicando una hoja de cálculo de Excel que permitía realizar los balances de masa, con datos suministrados por el sistema de base de datos PDVSA CENTINELA GAS.Se aplico una hoja de cálculo de Excel, donde se introducían valores de flujo total de gas manejado (MMPCND) de 60 y 450 lpcm, de cada una de las Estaciones de Flujo de la zona (Amana, Tejero, Carito, Muri, Musipan y Santa Bárbara) y de las plantas compresoras (Amana, Tejero y Muscar) El manejo de la data se proceso partiendo de la premisa que en condiciones normales el gas proveniente de las Estaciones de Flujo Tejero y Santa Bárbara es comprimido en la Planta Tejero, el de las Estaciones Amana y Carito en la Planta Amana y el de las estaciones Muri y Musipan en la Planta Muscar, pero en ocasiones por flexibilidad operacional o paradas de plantas, las segregaciones de gas de las estaciones de flujo a las plantas para ambos niveles de presión son redistribuidas (esto debido a que las plantas se encuentran interconectadas entre si mediante un sistemas de tuberías), por lo que el balance en la hoja de cálculo se obtuvo siguiendo la distribución de gas inicial y de acuerdo a cada nivel de presión (60 y 450) lpcm del gas total de succión manejado por cada planta, con lo cual se determinaba la cantidad de gas recibido de las estaciones y el excedente de gas de las otras plantas destinado para la Planta Compresora Amana. Los flujos volumétricos de gas obtenidos diariamente de la hoja de cálculo se promediaron por semana para luego visualizar, la tendencia del volumen de gas proveniente de cada estación de flujo por nivel de presión. A continuación, se presenta los resultados gráficos (Figura. 4) obtenidos de la hoja de cálculo de los balances de flujo másicos diarios que entraban a la Planta Compresora Amana proveniente de las Estaciones de Flujo, estos valores se reflejan en un promedio semanal para cada nivel de presión.


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35 35

70 70

30 30

60 60 50 50

25 25 s s a a ) ) G 20 G D D 20 e e N N d d C C n n P P 1155 e e M M m m M M u ( u ( l l 10 o 10 o V V

s s a a ) 40 )40 G D G D e N e N d C d C30 30 P n P n e e M M m M 20 m M ( 20 u u ( l l o o V V 10 10

55

00

00

9 0 0 1 1 0 0 0 1 1 9 1 1 1 0 9 1 0 1 0 / 0 9 / 1 / / 1 1 0 / 1 1 1 1 3 / / 1 0 / / 1 2 / 0 9 / / 0 6 / / 1 7 3 / 1 0 7 7 / 0 / 7 / 1 2 2 0 1 2 2 0 1 1 2 2 2 9 1 3 2 0 2 0 3 0 6 1 l l l l l l l l l l l l l l l l l l a a a a a a a a a a a a a a 1 0 a 0 a 9 a 9 1 1 a 9 9 0 0 1 0 9 1 0 / 1 0 1 0 1 / 1 / 1 / 0 / 1 1 0 1 0 0 9 4 / 0 / 1 9 / / 0 0 7 1 / / 1 7 1 3 / / 4 / / 1 4 / 7 / 7 / 1 2 3 1 2 2 1 1 9 2 3 3 0 1 4 2 1 2 1 1

Fecha Fecha

AM AMANA ANA60 60 MMUSIPAN USIPA N60 60

1 0 9 9 0 0 0 1 1 1 0 0 / 1 / 0 / 1 / 1 / 1 / 0 / 1 1 0 9 0 9 6 / 1 1 0 3 1 0 3 / 1 1 1 0 1 1 / 1 / 1 2 9 0 7 7 0 3 2 / l 2 9 / l 0 6 / l 1 0 / l 2 7 / l 0 3 / l l 1 7 / 2 2 1 1 1 2 2 2 0 2 0 1 l l l l l l l l l l l a a a a a a a a a a a a a a a a a a 1 9 9 0 0 0 1 9 0 / 1 1 0 / 1 0 / 0 / 0 / 1 / 1 / 1 0 9 4 / 0 9 3 0 / 0 9 7 / 1 0 2 1 / 1 0 2 / 1 0 / 1 1 4 / 1 1 1 9 / / 4 / 1 3 7 7 / 1 3 7 1 2 1 1 9 2 3 0 1 4 2 1 2 1 1 ESTACIÓN ESTACIÓN DE DE FLUJO FLUJO Fecha Fecha

CARITO CARITO60 60 Tejero/St a. Barbara Tejero/Sta. B arbara

COA COA450 450 MMUSIPA USIPANN450 450

CARITO CARITO450 450 COT/ 50 COT/SSttaa..BBaarb rbara ara4450

Figura 4.- Promedio de flujo de gas semanal segregado a la Planta Compresora Amana de las Estaciones de Flujo Para ambos niveles de presión el mayor volumen de flujo se recibe de la estación Amana luego Carito, Musipan, Tejero y Santa Bárbara, consideradas condiciones normales de operación de la planta (Caso I) aunque para el nivel de 450 lpcm se observan variaciones en el volumen de flujo proveniente de Musipan. Luego durante la parada de Planta Compresora Muscar , se presentan cambios operacionales para la Planta Compresora Amana por flexibilidad operacional (Caso II) manteniéndose el volumen de flujo recibido de las estaciones Amana y Carito, disminuye el volumen de gas de Musipan para el nivel de 60 lpcm pero aun así sigue siendo mayor que el de la estación Tejero y Santa Bárbara y para 450 lpcm se observa mayor volumen de flujo de las estaciones Tejero y Santa Bárbara que de la estación Musipan.

Caracterización del gas en la planta Para determinar la composición del gas se analizaron en el laboratorio Centro de Análisis Punta de Mata (CAPDM) dos muestras de gas (Norma ASTM C194501) una para cada caso en estudio iniciando el primer muestreo correspondiente al Caso I y el segundo muestreo de gas para el Caso II en estudio, para ambos casos se visito las áreas operacionales de la planta específicamente: Cabezal de succión 60 y 450 lpcm, Entrada y salida de gas de 60 y 450 lpcm para las Fase I y II, Descarga de gas


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de 1200 lpcm para Fase I y II de la planta. (No se captaron muestras de gas en las inter-etapas por falta de facilidades para muestreo) En la tabla 2 se muestra una tabla resumen de las concentraciones CO 2, H2S y presiones manejadas en cada etapa ETAPAS Ent. 60 psig. Lado Oeste Ent. 450 psig. Lado Oeste Ent. 60 psig. Lado Este Ent. 450 psig. Lado Este Ent. Gral. 60 psig. Ent. Gral. 450 psig. Desc.1200 psig Lado Este Desc. 1200 psig Lado Oeste

Caso I P CO2 ( lpca) ( %)

62 443,2 60,5 441,2 60,5 455,5 1215 1243,1

6,533 6,192 6,648 6,08 6,614 6,045 6,413 6,274

CASO II H2S P CO2 (ppm) ( lpca) ( %)

51 21 50 21 51 22 24 26

60,3 451 60,5 440,4 60,5 455,5 1181 1185

7,193 7,234 7,27 6,504 6,391 6,045 6,857 6,731

H2S (ppm)

60 23 61 23 60 22 35 31

Tabla 2.- Tabla resumen presiones de operación, contenido de CO 2 y H2S Se puede observar que para el Caso II en estudio las concentraciones de CO 2 y H2S incrementan para la mayoría de las etapas exceptuando la entrada general de gas a la planta para ambos niveles de presión, indicativo de que las corrientes de todas las fuentes de gas que alimentan a la planta, poseen concentraciones de CO 2 similares, lo que significa que la mezcla de estos gases no genera la disminución o incremento del porcentaje de gas de entrada. Pero es importante tomar en cuenta que el comportamiento y efecto del CO 2 y H2S esta regulado por las condiciones operacionales (temperatura, presión y flujo), características del metal y de los productos de corrosión formados pudiendo ser esta la razón del incremento en las etapas del proceso para el Caso II, lo que indica que para esta fecha se incrementa teóricamente el ataque corrosivo de estos agentes agresivos para la corrosión en las secciones de tuberías donde se origine la condensación de agua.

Potencial Corrosivo del gas Para determinar el potencial corrosivo de las líneas se determinaron las presiones parciales de CO2 y H2S y la relación de Kane. de cada caso en estudio, aplicando las siguientes ecuaciones:


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PpCO2 = Ptotal * Xmolar CO 2

y

PpH2s = Ptotal * Xmolar H 2S (Ec.1 y 2)

PpCO2 / PpH2S > 200 ( Corrosión predominante para CO2)

(Ec. 3)

PpCO2 / PpH2S < 200 (Corrosión Predominante por H2S)

(Ec.4)

En la figura 5 y 6 se muestran los resultados que manejan cada una de las fuentes, en donde, de acuerdo a los cálculos realizados tomando en cuenta el criterio de KANE1 se indica que el mecanismo de corrosión predominante es por CO 2 , Los resultados del estudio también arrojaron que la corrosión es leve para los niveles de 60 lpcm (IKEDA PpCO 2< 7 lpca), moderada para los niveles de 450 lpca (IKEDA Pp CO2 7-30 lpca) y de forma severa para los niveles de 1200 lpca (IKEDA PpCO 2 > 30 lpca ). 150 ,00

120 ,00

) m c p l ( 2 O C p P

90,00

60,00

S EVERA 30,00

MODERADA 0,00

. . I - I - I s i g s i g F F F F F F p . . p g . . g i g g 0 i i 0 i i g p s s i g 4 5 p s p s p s p s l . 6 p . 0 0 l 0 a 0 0 0 0 5 a 6 2 6 2 0 4 5 G r t . . 4 1 G r t . . 1 . . t . n t t . c c n n t E s s E E E n E n E n D e D e

LEVE

Etapas

Caso II Caso I

Figura 5.- Presiones parciales de CO2 para cada etapa del proceso de compresión


Página 10


) S 2 H p P / 2 O C p P (

3000 2500 2000 1500 1000 500 0

. I I I I I I i g . - I - I i g - I F F F s s F F F . p . p g . i i g i g i g i g . i g s p s 6 0 5 0 s p s p s p 4 . p s p 0 l 0 . 0 0 a 0 0 6 2 0 r a l 2 0 4 5 1 G r t. 4 5 . 6 1 . . t n G . . t t . n c t . E s t E s c E n E n E n E n D e D e Etapas

Caso I 19/09/02

Caso II 29/10/02

Figura 6.- Gráficas de la relación de Kane para cada etapa del proceso de compresión de los casos en estudio

Potencial corrosivo de los fluidos mediante el análisis de muestras líquidas obtenidas en los equipos de compresión Con la finalidad de obtener el potencial corrosivo de los fluidos y lograr reproducibilidad de los resultados se realizaron visitas semanales a las instalaciones de la planta (para los dos casos en estudio) para la captación de las muestras líquidas procedentes de la condensación del gas, luego siguiendo con las técnicas y procedimientos de muestreo se analizaron los parámetros fisicoquímicos, determinando en sitio (pH 2 y conductividad eléctrica) y los restantes: hierro total 3, bicarbonato y cloruro fueron analizados en el laboratorio. Para la interpretación de los resultados de los análisis se considero el esquema del proceso del sistema de manejo de líquidos de los depuradores Inter.-etapas mencionado. ya que se presenta un flujo en cascada en estos equipos donde el líquido del depurador de 1200 lpcm se retorna a la alimentación del depurador de 450 lpcm y este a su vez al depurador de 180 lpcm. Mediante esto se puede decir que para las turbinas los resultados obtenidos de los análisis de las muestras líquidas son valores acumulativos de una etapa de compresión y otra para cada turbina, exceptuando el pH, por lo que para los


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parámetros restantes se realizo un balance iónico de cada elemento, es decir, al depurador del nivel de 450 lpcm se le resto el valor de 1200 lpcm y al de 180 lpcm el de 1200 y 450 lpcm, para así obtener el valor puntual correspondiente a cada nivel de presión.Los parámetros calculados permiten generar una primera aproximación en relación a la tendencia y severidad de la corrosión, en función del valor límite establecido en las instalaciones para el control de corrosión pH (6-8), hierro total (< 20 ppm), conductividad (< 300 µ/cm) y bicarbonato, los resultados se muestran en la figura 7,8 y 9 se muestran resultados

8

6

H p

4

2

0 T1

T2

T4

T5

T6

Turbinas

Ni ve l 6 0 l pc m

Ni ve l 1 80 lp cm

Succión Fase I

Ni ve l 4 50 lp cm

Succión Fase II

Ni ve l 1 20 0 l pc m

Figura 7 Gráfico de valores de pH obtenidos de las muestras líquidas analizadas para cada nivel de presión de la Planta Compresora Amana. 100 80 60 40 20 0 T1

Nivel 60 lpcm

T2

T4

T5

T6

SucciónSucción Fase I Fase II

Turbinas

Nivel 180 lpcm

Nivel 450 lpcm

Nivel 120

Figura 8 Gráfico de valores de hierro promedios obtenidos de las muestras líquidas analizadas para cada nivel de presión de la Planta Compresora Amana.


Página 12


160 120 80 40 0 T1

N iv el 60 lp cm

T4

N iv el 18 0l pc m

T6

Turbinas N iv el 45 0l pc m

Succión Fase II N iv el 12 00 lp cm

Figura 9 Gráfico concentración de Bicarbonato promedios obtenidas de las muestras líquidas analizadas para cada nivel de presión de la Planta Compresora Amana

Identificación de los puntos críticos con tendencia a corrosión por CO2 mediante la simulación hidrodinámica del gas en la planta. Esta etapa consiste en primer lugar en un levantamiento isométrico, el cual proporciona datos necesarios para la simulación hidrodinámica, de esta simulación se obtuvieron velocidades de fluido (Líquido y gas), patrones de flujo y puntos de acumulación de líquidos (hold up). Luego de obtener estos parámetros, especialmente los puntos de acumulación de líquido, se establecieron los puntos propensos a corrosión por gases ácidos en los equipos de transporte de gas. La simulación se realizó con el paquete comercial INPLANT. Las simulaciones, fueron realizadas con base a las premisas siguientes: 

El programa se aplico para los dos casos en estudio



Se simuló facilidades de entrada a la planta y solo un tren de compresión para cada lado de la planta, es decir, para Fase I (Turbina Nº 1, 2 y 3) se simuló solo la turbina Nº 2 y Fase II (Turbina Nº 4,5 y 6) solo la Turbina Nº 4, esto debido a que presentan características de diseño y operación diferentes.



La ecuación de estado utilizada para la simulación de procesos e hidrodinámica fue, Soave-Redlich-Kwong (SRK)


Página 13




El sistema de unidades usado fue una combinación del sistema Británico de unidades y sistema Internacional de unidades



Se considero como datos de entrada al mismo los valores de presión (lpcm), temperatura (°F) y flujo (MMPCND) bajo la cual opera la planta, así como las características físicas de las tuberías (diámetro, longitud) tomados del isométrico de la planta; características de diseño y operación de los depuradoras, enfriadores y compresores, esto considerando la secuencia de los equipos de procesos (depurador - compresor- enfriador) en sus diferentes etapas y realizando la conversión de datos a las unidades requeridas por el programa.



Siguiendo condiciones de diseño se considero una eficiencia del 75 % para los compresores y depuradores.



Se utilizaron las características químicas del gas manejado por la planta en sus dos niveles de alimentación 60 y 450 lpcm, Fase I y II, tomando en cuenta que estas cromatografías están hechas en base seca, se saturaron de acuerdo a la presión y temperatura de operación del sistema, con la correlación de R. Bukacek



Se fijaron las condiciones de operación máximas y mínimas de trabajo, indicando a su vez el índice de tolerancia o convergencia y el número de iteraciones para obtener las respuestas de la simulación.

Acumulación de líquidos Los puntos con mayor tendencia a corrosión en el interior de las tuberías, se determina en este proyecto con los valores de Hold up presentadas en las tablas del anexo E. Estas áreas están definidas como las zonas de acumulación de líquidos dentro de las líneas que transportan el gas. Desde el punto de vista de corrosión en estas zonas existe mayor posibilidad de ataque corrosivos o reacción de los agentes corrosivos del gas (H2S y CO2) con el agua. Dado que las tuberías tienen diferentes dimensiones (longitud y diámetro), se hace difícil la comparación de los volúmenes de líquidos acumulados en cada línea.


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Los resultados de acumulación de líquidos y su distribución en la tubería dependen, entre otras cosas, de las condiciones de operación cambios de presión temperatura del gas, dirección del flujo en los sistemas de tuberías, y de la topografía del terreno donde está se halla ubicada. Cabe destacar que no existe un criterio único para evaluar el efecto de la acumulación de líquidos sobre la velocidad de corrosión, algunos estudios han determinado que los condensados de hidrocarburos no afectan de modo, preponderante la velocidad de corrosión, ya que los mismos pueden crear una capa hidrofóbica protectora sobre la superficie del metal 4. Pero sin embargo, el solo hecho de existir líquido en el interior de las tuberías sugiere la existencia de condiciones potencialmente corrosivas. De los resultados se observan que para la turbina Nº 1 en el Caso I el porcentaje de acumulación de líquido es mayor que para el Caso II, a diferencia de la turbina 4 que la acumulación de líquidos es mayor para el Caso II en estudio y en cuanto a las facilidades de entrada de 60 lpcm (Fase I y II) del Caso I se observo acumulación de líquidos y en la fecha del Caso II no se observan presencia de líquidos. En cuanto a las facilidades de entrada 450 lpcm (Fase I y II) la que presento acumulación de líquidos para el Caso II en estudio. Con todo esto se evidencia que la composición del gas y los cambios de segregación tienen incidencia en las condiciones hidrodinámicas del sistema.

Velocidades superficiales promedio del gas y líquido en la Planta Compresora Amana De las gráficas en la figura 10 se puede observar que las velocidades al nivel de 60 lpcm se encuentran todos por encima al valor crítico establecido en la norma NACE-API MR01755 , el cual establece que el valor límite para que se genere el fenómeno de corrosión asistida por el fluido en tuberías de aceros al carbón que transportan gas natural es de 49,21 pie/s aproximadamente, afirmando con esto que en la etapa de 60 lpcm se esperan problemas de corrosión asistida por el fluido y en mayor probabilidad para la turbina 1, adicional se señalan los parámetros operacionales críticos con tendencia a corrosión pudiendo comprobarse que las velocidades promedio del gas para el nivel de 60 lpcm se encuentran dentro y/o


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cerca de los valores críticos con tendencia corrosión (mayor o igual a 56 pie/s), a diferencia de los niveles de presión (180-450-1200) lpcm, que se encuentran por debajo de el rango crítico con tendencia a corrosión. 180 160 140 120 ) s / e i p ( d a d i c o l e V

100

N i v e l 6 0 l p c m F as e I

N i v e l 6 0 l p c m F a s e II

N i v e l 4 5 0 l p c m F as e I

N i v e l 4 5 0 l p c m F a s e II

80 60 40 20 0 Entrada Gral.

S e p ar a d o r

Entrada Gral.

S e p ar a d o r

Entrada Gral.

Se p a r a d o r 6 0

C a b . Su c c i ó n 6 0

Se pa r a do r

C a b . Su c c i ó n 60

Se p a r a d o r

S e pa r a d o r C a b . Su c c i ó n 4 5 0

Entrada Gral. Se p a r a d o r

S e p ar a d o r C a b . Su c c i ó n 4 5 0

Etapas V e l .G a s ( C a s o I)

V e l . L iq u i d o ( C a s o I)

V e l.d e E r o s i ó n ( C a s o I)

V e l .G a s ( C as o II)

V e l . L iq u i d o (C as o II)

V e l.d e E r o s i ó n ( C as o II)

Figura 10.- Velocidades superficiales promedio de gas y líquido y velocidad crítica de erosión para las facilidades de entrada Casos (I y II) en estudio de la Planta Compresora Amana

Velocidad superficial promedio del líquido La velocidad superficial del líquido se considera importante cuando se encuentra por encima de 33 pie/s, por debajo de este valor no ejerce ninguna influencia en la velocidad de corrosión, en cambio por encima de el, se incrementa la velocidad de corrosión debido a la remoción de los productos de corrosión o películas de inhibidor En el caso de los resultados obtenidos de la simulación hidrodinámica, todos los valores se encuentran por debajo de este valor, lo que significa que su efecto en la velocidad de corrosión se considera despreciable. Cabe señalar que esta velocidad se encuentra referida tanto a los hidrocarburos como al agua presente en el interior de las tuberías.

Velocidad de erosión Para determinar el valor límite de velocidad a la cual se produce el proceso de corrosión/erosión se aplico una ecuación empírica definida por el Instituto Americano


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de Petróleo6, que permite calcular la velocidad de erosión. Velocidad a la cual la capa de productos de corrosión que se deposita sobre el metal es desplazado por el flujo y esta directamente relacionada con la velocidad del fluido y las turbulencias producidas en el mismo. Esta se obtuvo partiendo de los valores de velocidad del líquido y gas, densidades y flujos reportados por el simulador Ve

C =

Ec. 5

ρ

En las gráficas de velocidades (figuras.10) se comparan las velocidades del líquido y del gas con las velocidades erosivas del fluido donde de observan que se encuentran por debajo del valor crítico para erosión en todos los tramos de las etapas de compresión. Por lo que se puede deducir para que para esta evaluación el fenómeno erosión/corrosión es de poca importancia y no se debe considerar el efecto del fluido para la remoción de los productos de corrosión formados. Por otra parte igual que con la velocidad superficial del líquido este es considerado un valor crítico para inyección de inhibidor de corrosión, y al encontrarse todas las velocidades por de bajo de la velocidad de erosión se puede mantener la aplicación del mismo en la planta sin riesgo a remoción de la película protectora.

Cálculo de las tasas de corrosión por CO2 a las diferentes condiciones de operación de la planta Las tasas de corrosión por CO 2 en la planta se calcularon usando los modelos matemáticos: Predict versión 3.0 y Norsok CO 2 M-506, los cuales fueron alimentados con los datos operacionales, cromatografías de la, los parámetros obtenidos a partir de los análisis de las muestras líquidas, y los resultados de la simulación hidrodinámica con INPLANT: velocidades superficiales del líquido y del gas, densidad y viscosidad), para los dos casos


Página 17


•

Los dos programas fueron alimentados con los mismos datos realizando los cálculos y conversiones correspondientes según requerimiento de cada programa, para el uso de ambos se tomaron las siguientes premisas:



El programa se aplico para los casos I y II. en estudio.



Se empleo el programa igual que para la simulación del proceso.



Se considero el mismo porcentaje de CO 2 y H 2S para cada tramo del proceso de

cada nivel de presión siguiendo el esquema de compresión. Los cuales de tomaron de las cromatografías de gas hechas para cada caso en estudio 

Las variables operacionales (temperatura y presión), velocidades de gas y

líquido y flujos fueron las reportadas por el simulador inplant para cada línea del proceso de los correspondientes casos en estudio. 

Los resultados de velocidad de corrosión se obtuvieron para valores de pH en

campo y los reportados por el programa con inyección continua de inhibidor de corrosión y sin el. La diferencia entre un modelo y otro para una misma condición varía substancialmente haciendo difícil establecer un valor específico puntual a lo largo de un tramo en la Planta Compresora Amana. Además, es importante considerar que a pesar de que se tomaron los mismos valores y parámetros para alimentar ambos programas, el Norsok no incluye el efecto de H 2S por lo que las velocidades de corrosión reportadas por el mismo son solo en base al efecto de corrosión por CO 2, además, no considera velocidades de líquido menores a 1 m/s. De manera tal que para efectos de cálculo las velocidades por debajo de este valor se consideraron iguales a 1m/s, a diferencia del programa Predict (punto importante considerar para efectos de comparar las velocidades arrojadas por ambos programas) Del Predict se observa que hay tramos donde las velocidades de corrosión reportadas son iguales acero (Vcorr= 0 mpa) como es el caso del compresor 180 lpcm al enfriador 180 lpm de la Turbina Nº 1, este caso pudiese presentarse debido a que en ese tramo el flujo es monofásico y las velocidades de líquido son iguales a cero.


Página 18


-

Del Norsok hay tramos como es el caso (depurador – cabezal de descarga

1200 lpcm) turbina Nº 4 que el programa reporta valores mayores a 20 mpy pero no un valor puntual por lo que resulta difícil comparar con el Predict -

En

los

dos

programas

se

puede

observar

que

aunque

difieren

considerablemente los valores de velocidad de corrosión (Vcorr) uno del otro, para ambos la Vcorr incrementa a medida que aumenta la presión total del sistema encontrándose el mayor valor para la presión de 1200 lpcm. Y según se expresan en los resultados para un mismo tramo se determina diferentes valores de corrosión según variación de pH, donde se observa que para todos los casos a menores valores de pH mayor es la velocidad de corrosión por encontrarse en un medio ácido. De igual manera se puede apreciar con los dos programas la necesidad de inyección de inhibidor de corrosión en la planta. En los resultados se expresan las velocidades de corrosión sin inyección de inhibidor de corrosión y con inyección a un porcentaje de eficiencia de 75% y 95% respectivamente valores tomados según experiencias del inhibidor en campo7,8 y se observa la significativa variación para cada fecha de muestreo de los casos en estudio, reflejando la importancia de utilizar un inhibidor de corrosión con una elevada eficiencia y aplicación para así mantener la integridad mecánica de los equipos, tuberías y accesorios prolongando la vida útil de los mismos. En la gráfica de la figura 11 y 12 se muestran las velocidades de corrosión por los dos programas, resultado el tramo del enfriador al depurador de la etapa de 1200 lpcm como el más crítico, se observa que la mayoría de los valores sin inyección de inhibidote de corrosión se encuentran por encima del límite máximo permisible (5 mpa), ya que por encima de este valor se considera que los daños por corrosión y pérdidas de metal serán severos. Además se ve de manifiesto la disminución de velocidad de corrosión con inyección de inhibidor sobretodo cuando este tiene una eficiencia del 95%


Página 19


40 35

Vc orr s in Inhibidor (CAS O I)

Vc orr c on Inhibidor 75% (CAS O I)

Vcorr con Inhibidor 95 % (CASO I)

Vcorr sin Inhibidor (CASO II)

Vcorr con Inhibidor 75% (CASO II)

Vcorr con Inhibidor 95 % (CASO II)

30 25 20 15 10 5 0

0 6 . c . c p u e S D . b a C

0 8 1 . e r p m o C p e D

0 8 1 . p e D a i r f n E

0 8 1 i r f n E p m o C

0 5 4 . a i r f n E . p m o C

0 5 4 . p m o C . p e D

. n i l o t P 0 5 4 . a i r f n E

o p m a c

. r f n E o p 0 m 5 a 4 C . n i L

e d . o a t P l c 0 z 5 e 4 m . r f n E

s a e n 0 i l 5 s 4 . o p d e n D o i n U

0 0 2 1 . e r p m o C . p e D

. 0 0 e r 2 p 1 . a m i r o f C n E

0 0 2 1 . p e D a i r f n E

. b a a g r C a . c p s e e D D

25

20

Vcorr sin Inhibidor (Caso I)

Vcorr con Inhibidor 75% (Caso I)

Vcorr con Inhibidor 95 % ( Caso I)

Vcorr sin Inhibidor (Caso II)

Vcorr con Inhibidor 75% (Caso II)

Vcorr con Inhibidor 95 % ( Caso II)

15

10

5

0

. p e D 0 6 . c c u S . b

0 8 1 . e r p m o C p e D

0 8 1 i r f n E p m o C

0 8 1 . p e D a i r f n E

0 5 4 . p m o C . p e D

0 5 4 . a i r f n E . p m o

0 5 4 . r f n E o p m a C

e d . o a t P l c 0 z 5 e 4 m . r f n E

s a e n 0 i l 5 s 4 o . d p e n D o i n U

0 2 1 . e r p m o C . p e D

0 0 2 1 . a i r f n E . e r p m

0 0 2 1 . p e D a i r f n E

a g r a c s e D . b a C . p

Figura.11- Velocidades de corrosión reportadas por los programas Predict y Norsok para las turbina 1 respectivamente


Página 20


30

Vcorr sin Inhibidor (CASO I)

Vcorr con Inhibidor 75% (CASO I)

V corr c on Inhibidor 95 % (CA SO I)

Vc orr s in Inhibidor (Caso I)

Vcorr con Inhibidor 75% (Caso I)

Vcorr con Inhibidor 95 % ( Caso I)

25

) y p m ( r r o c V

20 15 10 5 0

0 p. c 0 0 g i ó 8 5 0 8 0 4 n i 2 0 1 4 5 1 a m . 4 e z . 8 1 2 a r . . 4 D e 1 2 2 0 u n . 2 0 . f r. m p. p 1 1 e u r e f r i r e i a. l i n. c 1 s c 0 e p a 1 e. e . i n . r r e e f p p d n f e 6 r f d e . D f . p n E n D D n D n E D s t o c. t o . o m o m E E E E . e. c l a p o . o m . n ó r i a o. e a u c . . I P a b n f I I P C n f p r n i r e . S n f e z p C p C P t l i n r e E a m C E 0 u p p 0 . e e m E p . M 0 . . 0 s C e 0 b o t e t D D m . p 2 5 o m . 2 a n D d n o C o 4 d n t . C E . E C f 1 o. D e f 1 C o L i f r. n o P t 0 P E n E n 5 n i E n 4 U . a f r i E n

20 18

Vc orr s in Inhibidor (CAS O I)

Vc orr c on Inhibidor 75% (CASO I)

V c orr con Inhi bidor 9 5 % (CA SO I)

V c orr sin Inhibi dor (Cas o I)

V corr con Inhibidor 75% (Cas o I)

V corr con Inhibidor 95 % ( Cas o I)

16 14 12 ) y p m ( r r o c V

10 8 6 4 2 0

I o I n 0 I n 0 0 0 a p . 5 0 5 0 z c l a 5 0 i ó g 8 0 5 0 0 i ó 8 0 4 m p 4 2 0 2 0 1 2 0 1 8 i 1 4 0 0 n 4 0 n 1 . . . a r . . 1 1 . e D e a 2 u . 2 u . r . . e e p c r c p f r r a 1 f p 1 i m 0 e s e a . e . e i . p p r n e r d p r . d e n f E n f D D e E n . i n . 6 n f l D e m D n f t o . E o m E t o . . n . i a c c E . E a s l a o m r p o t o D P . f b C o p r e C P ó f u f . c e . i I e C n a e S p i n E a m 0 P C l E n 0 0 I 0 0 I p . E n D e p p r M e z u n p r . b . D e C o m m e p . m 2 a . C 4 5 n t E n t . o s D e 2 . o d e o n 1 . 1 d o E . i C P t D f o C f . L f r . P t i o n E n E n E n U n 5 0 4 . r a f i n E

Figura.12- Velocidades de corrosión reportadas por los programas Predict y Norsok para las turbina 4 respectivamente

Validación de los dos modelos matemáticos La validación del modelo matemático que determina velocidades de corrosión (Vcorr) se efectúo cotejando los resultados obtenidos por cada programa (Predict y Norsok) con los obtenidos en campo medidos a través de probetas de resistencia eléctrica (PRE). Estos valores según la fecha correspondiente fueron comparados con las velocidades de corrosión teóricas reportadas por los programas, y se obtuvo el XVII Convención de Gas , AVPG, Caracas, Venezuela, 23 - 25 de Mayo, 2006

Página 21


porcentaje de desviación de cada valor obtenido con respecto al valor real, para así determinar cual de los dos programas reportaba se acercaba más a la realidad. Para poder comparar cada modelo con el valor real se tomo en cuenta que los cálculos teóricos se realizaron para las turbinas Nº 1 y 4 , considerando solo los valores de velocidad de corrosión (Vcorr) correspondiente a estos equipos además de las facilidades de entrada a la planta y como el monitoreo de Vcorr por probetas se realizaba semanalmente se tomo el valor teórico de Vcorr correspondiente al día más cercano al de muestreo de velocidad real , esto para lograr tener una menor variación en las condiciones de operación de al momento de determinar un valor y otro. Y como los programas determinan Vcorr teóricas puntuales se tomaron de estos los que se encuentran solo en el tramo salida del enfriador al depurador donde se encuentran ubicadas las PRE y por considerarse el punto más crítico, en lo que respecta a las facilidades de entrada se consideraron los que se encuentran a la entrada de cada separador. En las gráficas de las figura 13 y 14 se pueden observar los resultados obtenidos 6 5 ) y p m ( r r o c V

4

TURBINA Nº 1

SUCCIÓN FASE I

TURBINA Nº 4

SUCCIÓN FASE II

3 2 1 0 180 lpcm

450 lpcm

1200 lpcm

60 lpcm

Valor real (Caso I)

180 lpcm

1200 lpcm

60 lpcm

Predict (Caso I)

450 lpcm

60 lpcm

450 lpcm

Norsok (Caso I)

Figura 13. Velocidades de corrosión reportadas por los programas Predict, Norsok y valores de campo con una eficiencia del inhibidor del 95 % para el Caso I en estudio


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6 5 ) y p m ( r r o c V

4

TURBINA Nº 1

TURBINA Nº 4

SUCCIÓN FASE I

SUCCIÓN FASE II

3 2 1 0 180 lpcm 450 lpcm 1200 lpcm 60 lpcm 180 lpcm 1200 lpcm 60 lpcm 450 lpcm 60 lpcm 450 lpcm

Valor real (CasoII)

Predict (Caso II)

Norsok (Caso II)

Figura 14. Velocidades de corrosión reportadas por los programas Predict, Norsok y valores de campo con una eficiencia del inhibidor del 95 % para el Caso II en estudio En forma general estos resultados se observa que para todos los niveles de presión de cada una de las etapas (Caso I y II) los valores teóricos que más se acercan al valor real son los reportados por el programa Predict. Alcanzándose los mayores valores de velocidad de corrosión para el Caso I en estudio en las facilidades de entrada (Fase I) al nivel de 60 lpcm. Con solo estos resultados no se deben descartar la aplicación de los programas predictivos como herramientas de monitoreo y control de corrosión ya que se debe considerar que el valor real se ve influenciado por paradas de las maquinas, fallas en la inyección de química, cambios en las características del gas, etc. Bien se podría pensar que estas fallas afectan las condiciones operacionales y están son las que se usaron para alimentar el programa, de manera tal que para evitar estas interrogantes es conveniente realizar el monitoreo de los parámetros que alimentaran el programa de manera simultánea con la medición de probetas de resistencia eléctrica y así evitar variaciones y poder asegurar que los resultados serán más reales.


Página 23


CONCLUSIONES 1.

El mecanismo de corrosión predominante según ecuación de Kane en la Planta Compresora Amana del Distrito Norte es corrosión por Dióxido de carbono (CO 2),

2.

El caso II resulto con tendencias más corrosivas para el nivel de 1200 psi.

3.

Según análisis de parámetros fisicoquímicos (pH, Fe, HCO 3-, Cl-) los líquidos que se manejan en la Planta Compresora Amana son de alta tendencia corrosiva.

4.

Los puntos críticos con tendencia a corrosión son las descargas de los enfriadores de la planta por presentar mayor acumulación de líquidos.

5.

El patrón de flujo existente en las líneas de la Planta Compresora Amana es de tipo estratificado.

6.

Al considerar aplicación de tratamiento anticorrosivo con eficiencias mayores al 95% disminuyen los valores de velocidad de corrosión reportados por los programas.

7.

Los resultados emitidos por el programa PREDICT resultaron con menor desviación con respecto al valor real.

RECOMENDACIONES 

Continuar con los sistemas de monitoreo de corrosión por medio de los métodos:

cupones de pérdida de peso, probetas de resistencia eléctrica, determinación de hierro a través de balances siguiendo el esquema de depuración del proceso de la planta. 

En los análisis de las muestras líquidas se debe considerar el sistema de flujo en

cascada de los líquidos (hidrocarburo y agua) de los depuradores, para que así el monitoreo de corrosión por medio de las muestres líquidas resulte más confiable. 

Verificar los equipos en campo para monitoreo de presión, temperatura y flujo de

la planta ya que estos reportan en ocasiones valores errados. 

Mantener la inyección continua de inhibidor de corrosión en cada una de las

etapas (baja, media, alta y descarga) de la Planta Compresora Amana del Distrito Norte.


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

Para futuras validaciones del los programas en estudio se debe considerar la

mayor cantidad de parámetros posibles y que los valores reales de velocidad de corrosión y los requeridos para el programa se tomen de manera simultanea para así asegurar una mayor confiabilidad de los datos.

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS 1.

Kane,R.D, “ Good Corrosion Control Strategies Maximize Return” , Petroleum

Engineer International, Vol 67,p.53,(1995) 2. ASTM D 1068-03, “Standard Test Methods for Iron in Water”. ASTM International. (2003). 3. ASTM D 1293-99, “Standard Test Methods for pH of Water”. ASTM International. (1999). 4. INTEVEP, S.A., “ Estudio del Potencial Corrosivo en Líneas de Recolección del Norte de Monagas ( Parte I)” , Documento Técnico INT-STE-01239,97;Los Teques,

Mayo (1997) 5. NACE Standard MR0175-94 - Sulfide Stress Cracking resistant metallic material for oilfield equipment”, NACE International, Houston, (1994). 6. API Standard RP-14E, “ API Recomended practice for desing and istallation of offshore production platform piping systems” ,American Petroleum Institute,

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Corrosion

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