Optimización de la productividad en líneas de producción de gas natural aplicando protección anticorrosiva en pozos someros de alta presión

Abstract

La presente tesis se realizó con la metodología inductivo, deductivo, que tuvo como objetivo principal determinar si la optimización de las líneas de producción de gas natural mejora la productividad de los pozos someros de alta presión. Se construyó facilidades de producción en cada campo, con el propósito de recolectar la producción de sus pozos, hacer la medición fiscal, y control de corrosión por la presencia de CO2 y H2O, y desde las facilidades enviar la producción hasta la planta de tratamiento Santa Rosa. En la provincia Santa Rosa se tiene campos nuevos, para su desarrollo y explotación, llamado Palometa y Santa Rosa Este respectivamente, las cuales resultaron productores de gas seco y aceite ligero. Al operar estos campos a presiones en un rango de 1400 a 1700 psia en superficie, se propone aprovechar la energía asociada a esta presión para hacer la separación a alta presión, con lo que se espera obtener las siguientes ventajas: 1. Administrar y ahorrar la presión de los yacimientos 2. Hacer la medición fiscal y probar los pozos 3. Disminuir gradualmente el mantenimiento por concepto de corrida de chancho de limpieza e inspección en ducto de transporte, lo cual reduce los costos de operación y mantenimiento. Se realizó el análisis de la corrosión en las líneas de recolección de los pozos de Santa Rosa, y en algunos casos el porcentaje molar de dióxido de carbono alcanza el 12.76% y cuando la producción de agua alcance su máximo, se producirá acido carbónico, con el objetivo de determinar la tasa de corrosión del acero al carbono y plantear las soluciones más factibles y aplicables a las condiciones presentes. Con el análisis del estado de corrosión se determina la tasa de corrosión que existirá en las líneas de recolección de pozos de acero al carbono mediante el software “NORSOK M-506 CO2 CORROSION RATE MODEL” que está en base a un modelo empírico de cálculo de corrosión en función a la fugacidad del CO2, el pH y otras variables. Todos los cálculos realizados fueron afectados por una determinada eficiencia de inhibidor, se observó que los valores de corrosión son muy elevados y no va funcionar óptimamente si opera sin ningún tipo de protección interna contra la corrosión. En este estudio se consideraron tres posibles soluciones al problema: • Tubería Plástica (Fiber Glass). • Revestimiento Interno de la Tubería de Acero al Carbono. • Aumento del espesor de la tubería de Acero al carbono

El aumento de espesor de la tubería de acero al carbono de las líneas de recolección, consiste en aumentar el espesor de corrosión de diseño de la tubería de acero al carbono, con el objetivo de que las líneas puedan operar el tiempo de vida útil proyectado. Se observa que para las eficiencias de inhibidor de corrosión de 96 y 98% ya es posible realizar la especificación de tuberías de diámetros entre 3” y 8” para todos los pozos. Esta se considera la solución más factible porque, lo usual desde el punto de vista económico es la selección de aceros de carbono. En este caso, se diseñó la tubería con un sobre espesor por corrosión y un diámetro que reduzca la erosión; así mismo, se consideró la alternativa de uso de inhibidor de corrosión, ya que cumple con todas las condiciones consideradas. Por lo cual, la conclusión de esta investigación es que, en el diseño y construcción de líneas de recolección y producción, la optimización de la productividad se obtiene estudiando las variables más significativas que influyen en el proceso, estableciéndose las condiciones óptimas y evaluando el comportamiento de los materiales.

The present thesis was carried out with the inductive, deductive methodology, whose main objective was to determine if the optimization of natural gas production lines improve the productivity of shallow wells of high pressure. Production facilities were built in each field, with the purpose of collecting the production of its wells, making the fiscal measurement, and corrosion control for the presence of CO2 and H2O, and from the facilities send the production to the plant of treatment Santa Rosa. In Santa Rosa province there are new fields, for their development and exploitation, called Palometa and Santa Rosa Este respectively, which were producers of dry gas and light oil. By operating these fields at pressures in a range of 1400 to 1700 psia on the surface, it is proposed to take advantage of the energy associated with this pressure to make the separation at high pressure, with which it is expected to obtain the following advantages: 1. Manage and save reservoir pressure 2. Do the fiscal measurement and test the wells 3. Gradually reduce maintenance by cleaning pig run and inspection in transport duct, which reduces operation and maintenance costs. The analysis of the corrosion in the collection lines of the wells of Santa Rosa was carried out, since in some cases the molar percentage of carbon dioxide reaches 12.76% and when the production of water reaches its maximum, carbonic acid will be produced, with the objective of determining the corrosion rate of carbon steel and propose the most feasible and applicable solutions to the present conditions. With the analysis of the corrosion status, I determine the corrosion rate that will exist in carbon steel well collection lines through the “NORSOK M-506 CO2 CORROSION RATE MODEL“ software that is based on an empirical model of corrosion calculation in function to the fugacity of CO2, the ph and other variables. All calculations performed were affected by a certain inhibitor efficiency, it was observed that corrosion values are very high and it will not work optimally if it operates without any internal protection against corrosion

In this study, three possible solutions to the problem were considered: • Plastic Pipe (Fiber Glass). • Internal Coating of the Carbon Steel Pipe. • Increased thickness of carbon steel pipe The increase in thickness of the carbon steel pipe of the collection lines, this solution consists of increasing the design corrosion thickness of the carbon steel pipe, with the objective that the lines can operate the useful life projected it is observed that for the corrosion inhibitor efficiencies of 96 and 98% it is already possible to perform the specification of pipes with diameters between 3“ and 8“ for all wells. This is considered the most feasible solution because, the usual from the economic point of view is the selection of carbon steels. In this case, the pipeline was designed with an over thickness of corrosion and a diameter that reduces erosion; Likewise, the alternative use of corrosion inhibitor was considered, since it meets all the conditions considered. Therefore, the conclusion of this research is that, in the design and construction of collection and production lines, the optimization of productivity is obtained by studying the most significant variables that influence the process, establishing optimal conditions and evaluating the behavior of the materials