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Título : Estudio de la Velocidad de Corrosión en una Tubería de Producción de Petróleo con Relación a la Dosificación de un Inhibidor Químico
Autor : Zurita Calle, Lya Teresa
Palabras clave : CORROSION
QUIMICA
APLICACIONES DE COMPUTADOR
Fecha de publicación : 30-ene-2017
Editorial : Quito, 2017.
Citación : Zurita Calle, L. T. (2017). Estudio de la Velocidad de Corrosión en una Tubería de Producción de Petróleo con Relación a la Dosificación de un Inhibidor Químico. 124 hojas. Quito : EPN.
Resumen : In the present work, the corrosion rate was studied in relation to the dosage of an inhibitor, for which oil wells 2H, 3H, 4H and 7W were selected since they were the most corrosive at the site. With the evaluation of the LPR probs the requeried concentration was determined to be; 50,10; 106,00; 59,50 and 40,10 ppm respectively. Subsequently, three oil wells with similar characteristics were selected; 2N, 20N and 5W, which require 38,67; 47,90 and 11,67 ppm inhibitor respectively. The analysis of the operational variables allowed the conclusion that salinity, fluid velocity and corrosivity of the oil formation are the most influential variables with a percentage of 15, 15 and 70% respectively. Using this relationship, a corrosivity plot was developed to predict the appropriate concentration of inhibitor in the other oils wells in the site. Finally the corrosion profile generated by the French Creek software was validated with the profile obtained from the coupons. The profiles were determined to differ since the software considers the corrosivity as the capacity of the formed scale dissolution and not the dissolution of iron in the oil pipe, which is measured by the coupons.
Descripción : En el presente trabajo se estudió la velocidad de corrosión en relación a la dosificación de un inhibidor, para lo cual se seleccionaron los pozos 2H, 3H, 4H y 7W, por ser los más corrosivos del campo, mediante la evaluación de las probetas LPR se determinó que la concentración requerida es; 50,10; 106,00; 59,50 y 40,10 ppm respectivamente. Posteriormente se seleccionaron tres pozos de similares características que son; 2N, 20N y 5W, los cuales requieren 38,67; 47,90 y 11,67 ppm de inhibidor respectivamente. El análisis de las variables operacionales permitió concluir que la salinidad, velocidad del fluido y la corrosividad de la formación son las variables más influyentes en un porcentaje de 15, 15 y 70 % respectivamente. Con esta relación se construyó una curva de corrosividad que permite predecir la concentración adecuada de inhibidor en otros pozos del campo. Finalmente se validó el perfil de corrosión generado por el software French Creek con el obtenido a partir de cupones, se determinó que son diferentes ya que el software considera a la corrosividad como la capacidad de la disolución de escala formada más no la disolución del hierro de la tubería que es lo que se mide mediante los cupones.
URI : http://bibdigital.epn.edu.ec/handle/15000/17032
Aparece en las colecciones: Tesis Ing. Química (IQUIM)

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