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Título : Modelo de simulación para la evaluación de Corrosión por CO2 en tuberías de completación de pozos de gas natural
Autor : Marín C., Flavio A.
Palabras clave : Corrosión
Dióxido de carbono
CO2
Tuberías
Pozos de Gas
Gas Natural
Simulación
Simulador CORGAS
Fecha de publicación : 18-Jun-2012
Citación : TESIS I2007;M337.3CD
Resumen : El proceso de corrosión por dióxido de carbono (CO2) se lleva a cabo cuando los iones carbonato (CO3 2-) se combinan con los iones hierro (Fe2+) presentes en la solución para formar carbonato de hierro sólido (FeCO3). Las reacciones involucradas en el proceso corrosivo, se llevan a cabo en la superficie del material y obedecen a dos mecanismos, el primero conocido como dilución del dióxido de carbono en agua para formar de ácido carbónico (H2CO3) y el segundo que comprende las sucesivas disociaciones del ácido hasta formar el ión carbonato (disociación del ácido carbónico y disociación del anión bicarbonato). El presente Trabajo Especial de Grado tuvo como finalidad desarrollar una herramienta computacional modelo de simulación- soportada en Microsoft Excel, que permita determinar la velocidad de corrosión por dióxido de carbono en tuberías verticales de producción de gas natural. Se elaboraron tres módulos de cálculo, el primero, permite generar el perfil de presión y temperatura a lo largo de la tubería de completación a través de las ecuaciones de Ramey (citado por Kumar, 1987), Harrison (2007) y el factor de compresibilidad, calculado a través de la ecuación de estado de Yarbourough y Hall (1973); el segundo módulo, determina la presencia de condensado utilizando la ecuación cúbica de estado propuesta por Kabaddi y Danner (1985) y el régimen de flujo presente para el equilibrio líquido-vapor calculado a través del modelo presentado por Azis y colaboradores (citado por Carroll, 1990); finalmente, el tercer módulo, que permite predecir la velocidad de corrosión por CO2 a lo largo de la tubería de completación, el cual usa como base el modelo de corrosión generado por NORSOK (2005) con modificaciones en las constantes de equilibrio químico presentadas por Nordsveen y colaboradores (2003). Para los módulos de perfil de presión y temperatura así como el de equilibrio y flujo bifásico, se obtuvo un error relativo con respecto a software comerciales menores a 5%. El módulo de corrosión presentó un máximo porcentaje de error relativo con respecto a NORSOK (2005) de 1.838%. La utilización de la herramienta desarrollada, CORGAS, presenta un opción viable económicamente, debido a que determina de una manera rápida y precisa la velocidad de corrosión, las propiedades del fluido, el equilibrio líquido-vapor, el régimen de flujo y el perfil de presión y temperatura a lo largo de la tubería de completación, minimizando el tiempo de simulación o corrida para cada pozo y el costo asociado a la adquisición de licencias de los distintos software comerciales.
URI : http://saber.ucv.ve/123456789/1306
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