Un técnico experimentado de yacimientos terrestres convencionales que se incorpora por primera vez a un proyecto presalino se da cuenta rápidamente de que los parámetros del proceso no se ajustan a los mismos instrumentos. La presión de diseño puede duplicarse. Los materiales de las piezas en contacto con el fluido que funcionaban correctamente en el yacimiento convencional dejan de cumplir las especificaciones. Un sensor instalado sin tener en cuenta la composición del fluido puede fallar en cuestión de meses, incluso operando dentro del rango nominal.
El problema no radica en la dificultad, sino en la categoría. La capa presalina representa un entorno distinto, con combinaciones de presión, temperatura, salinidad y gases ácidos que activan mecanismos de falla inexistentes en los yacimientos convencionales. Por lo tanto, comprender dónde divergen estos dos mundos es fundamental para cualquier especificación de instrumentación segura, tanto para yacimientos presalinos como convencionales de petróleo y gas.
Dos entornos, dos categorías de requisitos.
O petróleo convencional Ya sea en tierra firme o en aguas poco profundas, la industria opera dentro de parámetros que ha gestionado durante décadas. Yacimientos de entre 500 y 3.000 metros de profundidad, presiones de entre 100 y 400 bares y temperaturas en el fondo del pozo de entre 60 °C y 120 °C. Se trata de condiciones exigentes, pero con estándares establecidos, catálogos estandarizados y una amplia trayectoria operativa.
La capa presalina brasileña, especialmente en la cuenca de Santos, opera a una escala diferente. Los yacimientos se encuentran bajo una capa de sal de hasta 2.000 metros de espesor, a profundidades de agua que alcanzan los 2.200 metros. Por lo tanto, la presión en el fondo del pozo supera los 700 bares en varios campos. La temperatura del yacimiento supera los 150 °C en ciertas formaciones, y la composición del fluido es rica en CO₂, con una alta concentración de sal y, en algunas zonas, de H₂S: condiciones que los materiales convencionales no pueden soportar.
Profundidad y presión: el primer factor divisor
Ningún parámetro influye más directamente en las especificaciones de instrumentación que la presión de diseño. En los campos convencionales, los transmisores con un rango de hasta 400 bar y bridas ANSI 900# satisfacen las necesidades de la mayoría de las aplicaciones.
En la capa presalina, la presión estática de la columna combinada con la presión del yacimiento puede requerir instrumentos con una presión de prueba superior a 1.050 bar. Esto modifica la arquitectura del equipo:
- Las bridas se actualizan a la norma ANSI 1500# o 2500#, o se convierten a conexiones de curvatura especiales (tipo SPM).
- Los cuerpos de las válvulas de aislamiento requieren una recertificación para servicio en ambientes corrosivos según la norma NACE MR0175/ISO 15156.
- A partir de ahora, los transmisores deberán equiparse con un diafragma de Hastelloy C276 o superior.
- Los termopozos requieren cálculos de rigidez de acuerdo con la norma ASME PTC 19.3 TW-2016, utilizando material dúplex o superdúplex.
Un aspecto que las especificaciones suelen pasar por alto es la fatiga cíclica. En la capa presalina, por lo tanto, las variaciones de presión durante la producción someten al instrumento a cargas repetidas que aceleran la falla de los diafragmas y las conexiones soldadas. Un instrumento dimensionado para la presión máxima, pero sin trazabilidad del ciclo de presión en su diseño, puede fallar prematuramente, incluso dentro del rango nominal.
Temperatura a lo largo de la columna de producción
La temperatura del yacimiento en la capa presalina es, de por sí, elevada para la instrumentación convencional. Sin embargo, el principal problema no reside en el valor máximo, sino en el gradiente térmico a lo largo del pozo.
En los pozos presalinos, la temperatura del yacimiento puede alcanzar los 150 °C, mientras que en la bocana del pozo, a 2.000 metros de profundidad en agua a 3-4 °C, la temperatura desciende a menos de 10 °C. Este gradiente genera tensiones mecánicas cíclicas en los sensores instalados en la tubería e impone requisitos de aislamiento que no existen en las aplicaciones terrestres.
Para termopares y RTD En las unidades FPSO (Unidades Flotantes de Producción, Almacenamiento y Descarga), las temperaturas son más moderadas. Aun así, la presencia de hidrocarburos ligeros con alta presión de vapor exige que cada perforación en el proceso cuente con doble aislamiento y una conexión sometida a pruebas de presión hidrostática, independientemente de la certificación de fábrica.
La norma IEC 60079 y la certificación ATEX o IECEx son requisitos básicos para cualquier instrumento eléctrico en zonas clasificadas de petróleo y gas. En la capa presalina, la alta concentración de CO₂ puede alterar la clasificación de la zona y, por lo tanto, requerir una revisión del grado de protección previamente especificado.
Salinidad y gases ácidos: el problema de la corrosión.
La capa de sal que caracteriza la capa presalina no es solo un marcador geológico. Afecta directamente la composición del fluido producido: el petróleo presalino asciende mezclado con agua de formación cuya salinidad supera con creces la del agua de mar convencional. En algunas zonas, la concentración de cloruros en el agua producida supera las 200 000 ppm.
Este nivel de cloruros, combinado con temperaturas superiores a 100 °C, hace que el acero inoxidable 316L no sea adecuado para piezas en contacto con el fluido debido al riesgo de corrosión bajo tensión por cloruros (CSCC). La especificación mínima pasa a ser el acero inoxidable dúplex 2205 (UNS S32205). Para aplicaciones con presencia confirmada de H₂S, la opción más recomendable es el acero inoxidable superdúplex 2507 o aleaciones de níquel como Inconel 625 y Hastelloy C276.
La norma NACE MR0175/ISO 15156 define los criterios de selección de materiales para servicio en ambientes corrosivos. En los contratos de exploración y producción en Brasil, el cumplimiento de esta norma es un requisito contractual y verificable. Cualquier instrumento especificado sin verificación conforme a ella representa un riesgo de no conformidad en la inspección, no solo en el desempeño operativo.
El CO₂ a alta presión, a su vez, forma ácido carbónico al entrar en contacto con el agua producida y ataca las superficies metálicas mediante corrosión galvánica. Los modelos de velocidad de corrosión por CO₂, como DeWaard-Milliams o Norsok M-506, son referencias que el especificador debería, como mínimo, solicitar al proveedor del proceso antes de finalizar las especificaciones del instrumento.
Materiales y especificaciones: una comparación práctica
| Parámetro | Petróleo convencional | Pre-sal |
|---|---|---|
| Presión de diseño típica | 100-400 bares | 400-1.050 bares |
| Temperatura del proceso | 60-130 ° C | 80-180 ° C |
| clase de brida predominante | ANSI 600–900# | ANSI 1500–2500# |
| Material mínimo (partes húmedas) | acero inoxidable 316L | Dúplex 2205 / Superdúplex 2507 |
| Servicio agrio (H₂S) | Occional | Frecuente: se requiere certificación NACE MR0175. |
| contenido de CO₂ | bajo | Alto: se requiere cálculo de la tasa de corrosión |
| Certificación eléctrica | Zona ATEX/IECEx 1 o 2 | Zona ATEX/IECEx 0 o 1 |
Además de las especificaciones de los materiales, la documentación trazable forma parte de la entrega. Los proyectos que requieren un Plan de Inspección y Ensayo (ITP) exigen un certificado de material (MTR) con trazabilidad por lote, un informe de inspección dimensional, un certificado de ensayo hidrostático, un certificado de calibración trazable INMETRO/RBC y, cuando corresponda, una declaración de conformidad con la norma NACE MR0175.
Cómo especificar la instrumentación para petróleo presalino y convencional
La especificación comienza antes de la selección del instrumento. Cuatro preguntas orientan en la dirección correcta:
¿Cuál es la presión máxima admisible en la línea (MAWP)? No se trata de la presión de funcionamiento normal, sino del peor escenario posible del proceso, más la sobrepresión de la válvula de seguridad.
¿El servicio es malo? La presencia de H₂S por encima de una presión parcial de 0,0003 MPa activa la norma NACE MR0175. Incluso las concentraciones traza deben comprobarse comparándolas con los límites estándar.
¿Cuál es la composición del agua producida? La combinación del contenido de cloruro, el pH y la temperatura define el riesgo de CSCC (Coeficiente de Complejidad del Carcinoma) y, por lo tanto, orienta la selección de aleaciones metálicas.
¿El instrumento estará ubicado en una zona clasificada? En ese caso, ¿cuál es la zona, el grupo de gases y la clase de temperatura? Esto define la certificación de protección eléctrica requerida.
Con estas respuestas, el especificador descarta la mayoría de los instrumentos inadecuados antes de consultar cualquier catálogo. Lo que queda es evaluar el rendimiento de la medición (precisión, repetibilidad, tiempo de respuesta) dentro de las opciones que superaron los filtros de integridad mecánica.
Soporte técnico de Alutal para O&G
Desde 1994, Alutal fabrica sensores de temperatura con especificaciones para entornos exigentes. Para proyectos de petróleo y gas, su línea de productos incluye termopares y RTD con vainas superdúplex y aleaciones de níquel. pozos termométricos Calculado según la norma ASME PTC 19.3 TW-2016 y para conjuntos con certificación ATEX/IECEx.
El equipo de especialistas de Alutal ayuda a especificar los datos en función del proceso del cliente (presión, temperatura, composición del fluido, clase de área) y a emitir documentación trazable para proyectos ITP.
Para aplicaciones en instrumentación para aguas presalinas o ambientes corrosivos, contacte con Alutal y describa los parámetros de su proceso. El equipo técnico le brindará asistencia desde la selección de materiales hasta la revisión de las especificaciones antes de emitir la orden de compra.
