Determinacion de co2 y h2s

Revisión No:
Elaboró:
Revisó:
Aprobó:
0
Nombre: Carlos Rodríguez
Nombre: Diana Calixto
Nombre: Mauricio Acosta

Fecha: 06/04/2009
Fecha: 18/04/2009
Fecha: 18/04/2009
1
Nombre: Orlando Giraldo
Nombre: Iván Arturo Vesga
Nombre: Hernán Garnica

Fecha: 02/04/2010
Fecha: 05/04/2010
Fecha: 15/04/2010
2
Nombre: Iván A. Vesga
Nombre: Eder Casanova
Nombre: Bibiana Andrea SilvaFecha: 07/04/2011
Fecha: 07/04/2011
Fecha: 10/04/2011
3
Nombre: Juan P. Quesada
Nombre: Jefferson Pabón
Nombre: Eder Casanova

Fecha: 15/06/2012
Fecha: 20/06/2012
Fecha: 21/06/2012
4
Nombre: Juan Pablo Quesada
Técnico de monitoreo





Fecha: 23/01/2013



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Descripción de la Modificación:
0
Documento Inicial
1
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2
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3
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4
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PUBLICACIÓN
Revisión No:
Fecha de Publicación:
Responsable:
0
20/04/2009
Supervisor Técnico
1
15/04/2009
Supervisor Técnico
2
15/04/2011
Supervisor Técnico
3
21/06/2012
Supervisor Técnico
4

Natalia Uribe. Responsable Administrativo Calidad




1. OBJETIVO

Proveer la secuencia lógica y segura para obtenerlecturas de contenido de H2S y CO2 en una muestra en fase gaseosa in situ, mediante el uso de ampollas colorimétricas. Estos gases deben ser medidos por su potencial para promover la corrosión.

2. ALCANCE

En este documento se han contemplado las actividades preliminares a la medición de sulfuro de hidrogeno y Dióxido de carbono, desde la verificación del sistema de medición hasta larecolección de la información obtenida en la ampolla colorimétrica. Este análisis es aplicable a muestras gaseosas In Situ de cualquier sistema de tubería, para calcular la cantidad de H2S y CO2 que contiene. Además se realiza para ver si están dadas las condiciones para que se lleve a cabo un proceso corrosivo al interior del sistema monitoreado. Sin embargo, la valoración de corrosividad del fluido enfunción de contaminantes no se encuentra dentro del alcance de este procedimiento.

Este procedimiento aplica para todos los pozos productores de EQUION ENERGIA en Casanare.


3. DEFINICIONES Y ABREVIATURAS

3.1 DEFINICIONES

Bomba Drager: Bomba de succión de aire utilizada para la medición de gases corrosivos
Ampolla colorimétrica: Elemento de medición que muestra la concentración deH2S y CO2.
CORROSION: Es el deterioro o desgaste de un material metálico provocado por interacciones con el medio ambiente mediante reacciones electroquímicas, las cuales ocurren por una diferencia de potencial eléctrico.
VELOCIDAD DE CORROSION: Es la relación del desgaste del material metálico con respecto al tiempo, normalmente expresado en mpy (milésimas de pulgada por año).

3.2ABREVIATURAS

mpy. Milésimas de pulgadas por año
cm. Centímetros
mm. Milímetros
In. Pulgadas
N/A. No Aplica



4. RESPONSABLES

ACTIVIDAD
CARGO
Responsable de la Implementación
Soporte de Implementación y manejo de corrosión
Responsable de la Actualización
Técnico de monitoreo de corrosión
Responsable del Seguimiento
Soporte de corrosión

5. DOCUMENTOS DE REFERENCIA

Norma ASTMD4984 – 06 (1999): Standard test meted for carbon dioxide in natural gas using length of stain detector tubes.

Norma ASTM D4810 – 06 (1999): Standard test method for hydrogen sulphide in natural gas using length of stain detector tubes.


Manual de operación de la Bomba Drager.

6. RECURSOS

Equipos

Bomba Drager para tubos detectores
Monitor de atmósferas
Materiales y HerramientasLlave Expansiva
Tubing ¼ “
Cámara de gases









Figura 1 Fotografía, Bomba.



Precauciones de Seguridad, Salud y Medio Ambiente

El equipo de protección personal que debe ser utilizado durante la ejecución de este trabajo. Gafas de seguridad, guantes de vaqueta, botas de seguridad, casco, tapa oídos y mascara media fase con cartuchos para vapores orgánicos.

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