MONITOREO DE EROSIÓN CON SENSORES NO INTRUSIVOS DE PARTÍCULAS EN FLOWLINES

En los megacampos del sur de Bolivia la producción de Gas Natural normalmente viene asociada a by-products como agua y condensado de petróleo, además de arrastrar elementos como CO₂, H₂S y arena, entre otros.

Por tanto, la integridad de los ductos de recolección o “flowlines” se ve atacada por la corrosión y la erosión. Para conocer el nivel de corrosión es normal que se instalen monitores de corrosión intrusivos en la línea. Esto ayuda a combatir con productos químicos inhibidores de corrosión y otros, a esta corrosión que se mide y controla.

Sin embargo, los problemas de erosión, causados por la presencia de arena, pueden atacar al caño y este daño no es remediado por los inhibidores de corrosión.

Es por ello que nuestro cliente, ante la posibilidad de que ambos mecanismos (erosión y corrosión) en combinación puedan suponer un riesgo de fuga, buscó una solución tecnológica que brinde certidumbre en el seguimiento no sólo de la corrosión, sino de la erosión.

Morken brindó al cliente el servicio de monitoreo y análisis de datos de detectores acústicos de arena no intrusivos, instalados en los flowlines de tres pozos, por distintos periodos de tiempo, para analizar la presencia o no de arena, aprovechando la portabilidad del sensor, en este documento los identificamos como Pozo A, Pozo B y Pozo C.

El detector se instala por fuera de la tubería, sujeto con abrazaderas inmediatamente aguas abajo de un codo de 90°. En el cambio de dirección, las partículas de arena —mucho más pesadas que el gas— no siguen la curva del flujo y golpean la pared externa del codo. Cada impacto genera ondas ultrasónicas que viajan por el acero y que el sensor capta sin contacto con el fluido: no hay que perforar la línea, no se detiene la producción y no hay elementos expuestos al desgaste dentro del ducto.

Los sensores se calibran en fábrica para tener la misma respuesta, por lo que se utiliza una tabla estándar de calibración; cuando se requiere mayor exactitud, puede realizarse una inyección controlada de arena en sitio. La velocidad del flujo en el punto de medición se calcula a partir de los datos de producción de cada pozo.

La caracterización de los sólidos producidos mostró una distribución con tendencia a partículas gruesas —fragmentos de roca de 5 a 30 mm— acompañadas, en menor proporción, de partículas finas, desde arena muy gruesa hasta arena muy fina. Como la masa estimada depende del tamaño de partícula supuesto, el análisis se realizó en dos escenarios: 5 mm, que entrega la estimación de masa más alta (conservadora), y 30 mm, que entrega la más baja.

El análisis requiere datos históricos de proceso del mismo periodo, con una frecuencia de una hora si el flujo es estable, o de 1 a 15 segundos si es inestable:

Tabla 1 – Datos de proceso requeridos para el cálculo de la tasa de arena.

Características principales de la tecnología utilizada:

• Medición continua en tiempo real por ultrasonido pasivo, con procesamiento digital en el propio sensor.
• Calibración de fábrica, con incertidumbre de ±5 % y repetibilidad mejor que 1 %.
• Apta para flujo de petróleo, agua, gas o multifásico.
• Detección de partículas desde 15 µm en gas y 25 µm en petróleo, y de tasas de arena desde 0,01 g/s.
• Tiempo medio entre fallas (MTBF) superior a 30 años.

Entre julio de 2025 y mayo de 2026 se analizaron los periodos de flujo de los tres pozos. La Tabla 2 resume la arena estimada en cada escenario de tamaño de partícula.

Tabla 2 – Arena estimada por pozo y por escenario de tamaño de partícula.

• Pozo C concentró más del 85 % de la arena estimada, con un pico entre noviembre de 2025 y febrero de 2026 (máximo de 24,2 kg en febrero). Desde marzo, la tasa diaria cayó más de 90 % respecto de febrero.
• Pozo A mostró una producción de arena baja pero persistente, en torno a 0,07 kg/día, con eventos puntuales distribuidos a lo largo de todo el periodo.
• Pozo B prácticamente no produjo arena: 0,04 kg en 96 días de

Más allá de la cantidad de arena, el monitoreo permite priorizar el riesgo de erosión. La energía con la que cada partícula golpea la pared crece con el cuadrado de la velocidad (Imagen 4): aunque el Pozo C produjo más arena, su baja velocidad de flujo (≈ 0,4 m/s) reduce fuertemente la energía de cada impacto, mientras que en el Pozo A (≈ 4,9 m/s) una partícula del mismo tamaño impacta con unas 150 veces más energía. Así, el Pozo A es el que más atención requiere desde el punto de vista de la erosión, y el Pozo C desde el punto de vista del volumen de sólidos a manejar.

• Visibilidad continua y cuantitativa de la arena producida por cada pozo, sin intervenir la línea ni detener la producción.
• Complemento a los monitores de corrosión: la erosión, que los inhibidores químicos no mitigan, ahora se mide y se puede gestionar.
• Detección temprana de cambios de comportamiento, como el aumento de arena del Pozo C entre noviembre y febrero y su posterior disminución.
• Base objetiva para priorizar inspecciones, revisar condiciones de operación (por ejemplo, la apertura del estrangulador) y planificar el manejo de sólidos en líneas y separadores.
• Un historial de datos que, con monitoreo continuo, mejora la comprensión del comportamiento de cada pozo y la exactitud de las estimaciones.

Con esta solución, el cliente pasó de suponer el riesgo de erosión a medirlo, complementando su programa de gestión de integridad de flowlines.