Protocolo para el control de la corrosión interna en oleogasoductos de México

Abstract

RESUMEN: En la presente tesis se aborda la problemática de corrosión interna en oleogasoductos en la industria petrolera mexicana a causa de la complejidad en costos, tiempos y reducción en la eficiencia del transporte generada por los altos cortes de agua que se transportan en ellos así como gases corrosivos como el ácido sulfhídrico (H2S) y el dióxido de carbono (CO2). El propósito fue elaborar un protocolo que ayude al control de la corrosión interna en los oleogasoductos para lo cual, se desarrollaron diferentes escenarios en la tubería (variando presión, temperatura, régimen de flujo, cambio de dirección y los cortes de agua, gas y aceite) para comprender mejor cómo se comportan estos fluidos ante diversos factores que repercuten en la corrosión, y para obtener resultados como que el régimen recomendable en el transporte de petróleo del cabezal a la primer batería de recolección o separación, es el régimen turbulento ya que no permite la separación de las fases, ni estancamiento de microorganismos además de mejorar la velocidad de flujo y con ello el transporte del fluido. Se concluye que los inhibidores de corrosión son la mejor opción para controlar la corrosión interna en oleogasoductos y que la implementación de un protocolo de control de corrosión es necesaria para disminuirla, así como es necesario tener un historial del oleogasoducto ya que muchos procesos necesarios en el control de corrosión no se llevan a cabo con la finalidad de ahorrar costos y tiempo. ABSTRACT: This thesis addresses the problem of internal corrosion in gas-oil pipeline in the Mexican oil industry because of the complexity in costs, times and reduction in the efficiency of transport generated by the high water cuts that are transported in them as well as corrosive gases such as hydrogen sulfide (H2S) and carbon dioxide (CO2). The purpose was to elaborate a protocol that helps internal corrosion control in gas- oil pipeline for which, different scenarios were developed in the pipeline (varying pressure, temperature, flow velocity, change of direction and cuts of water, gas and oil) to better understand how these fluids behave in the face of various factors that have an impact on corrosion, and to obtain results such as the recommended regime for transporting oil from the head to the first collection or separation battery, is the turbulent regime since it allows the separation of the phases, nor stagnation of microorganisms in addition to improving the flow velocity and with it the transport of the fluid. It is concluded that corrosion inhibitors are the best option to control internal corrosion in gas-oil pipelines and that the implementation of a corrosion control protocol is necessary to reduce it, as well as it is necessary to have a history of the gas-oil pipeline since many necessary processes in corrosion control are not carried out in order to save costs and time.